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CAPÍTULO 1
MANEJO DE LA INFORMACIÓN
1. PAPEL DE LA INFORMACIÓN
1.1. RESEÑA HISTÓRICA
En la industria petrolera se ejecutan procesos que requieren gran cantidad de cálculos y
tiempo para su finalización. A partir de 1950, se introdujo en la industria, la
tecnología de computación, dirigida en su inicio a la contabilidad de petróleo,
nómina y finanzas. Posteriormente se comenzaron a utilizar en el cálculo de
producción y yacimientos, usando FORTRAN como lenguaje básico. Sin embargo, fue
sólo a partir de la aparición de los computadores de la serie 360 cuando se incrementó
la programación de sistemas para el cálculo técnico en la industria. Esta serie de
computadoras se caracterizaron por su rapidez y por su facilidad de uso.
Las aplicaciones comprendían cálculos de ingeniería de perforación, como diseño
de revestidotes, diseño hidráulico, diseño de mechas, diseño de tubería de producción
y cálculo de la hidráulica de la cementación.
En la ingeniería de producción, se utilizaban para los cálculos de flujo multifásico en
tubería, cálculo de levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, conducción
de fluidos en tuberías horizontales y diseño de estaciones de flujo.
En ingeniería de yacimientos, los análisis volumétricos de balance de materiales,
influjo de agua y gas, cálculo de comportamiento de presiones y muchas más,
como detallaremos adelante.
Una vez puesto el petróleo en el tanque, la computación ayuda a calcular la manera de
efectuar el transporte hacia los tanqueros y de realizar los cálculos volumétricos de
manejo de petróleo. En la industria petrolera juegan papel importante las áreas de
ingeniería civil, mecánica e industrial, las cuales, cada una en particular, poseen una
gran variedad de aplicaciones de la computadora. En Ingeniería de Mantenimiento se
poseen medios computarizados para llevar el control del mantenimiento a los equipos
instalados en la industria, desde las estaciones de flujo de compresión de gas hasta
las plantas de inyección de agua y gas.
En los últimos años se ha incrementado el uso de la tecnología de base de datos
en la computación. Se han construido sistemas que guardan una gran cantidad de
datos, como Bancos de Datos de pozos, que incluyen archivos geológicos, de
perforación, producción n de registros de formación, detalles direccionales, presión,
etc.
Por último, la aparición de la tecnología de Inteligencia Artificial ha conducido a la
elaboración de sistemas expertos, que tratan de llevar la experiencia humana a
sistemas computarizados, con el fin de hacer más rápidas y económicas las
deducciones lógicas.

Actualmente en la Industria Petrolera Venezolana se han construido sistemas expertos
para el diseño de levantamiento artificial por gas, diseño de mechas, análisis de
pruebas de presiones y reparación de pozos.
Como el control de los yacimientos requiere una gran cantidad de datos, estos se
guardan generalmente en archivos computarizados. Los archivos de datos requieren
de cuatro acciones imprescindibles para su autenticidad: localización, introducción,
verificación y certificación.
La localización consiste en la detección del dato en el campo, producto de medición
o de cálculo por los Ingenieros y técnicos.
La introducción, es la colocación en los archivos físicos o computarizados, en una
forma sistemática, de modo que pueda ser localizado cuando se requiera.
La verificación es la validación del dato por una persona distinta de quien lo introdujo,
con el fin de determinar si ha sido introducido tal como lo especifica el papel original.
Y la certificación determina si el dato tiene validez desde el punto de vista técnico y la
efectúa una persona distinta a los dos anteriores y de mas alto nivel, a quien se
considera como "dueña del dato". Esta certificación queda asentada en el registro
respectivo.
La manera más útil de almacenar una información es clasificarla de acuerdo con su
futuro uso. Por ello se establecen bases de datos por materia como se describirá
posteriormente.
Las empresas poseen guías para los procesos de recolección de la información, las
cuales pueden ser estudiadas oportunamente.
1.2. PROCESOS EN EL MANEJO DE LA INFORMACIÓN DE LOS POZOS
La información que se utiliza para efectuar el seguimiento del comportamiento de los
pozos y poder así determinar cuales deben ser reparados o estimulados con el fin de
incrementar la producción, comprende siete procesos:
a. Banco de datos
b. Estadística
c. Análisis de yacimiento
d. Análisis geológico
e. Análisis petrofísico
f. Comportamiento de producción
g. Cesta de pozos prospectivos

1.3. SISTEMAS DE COMPUTADORAS PARA EL SEGUIMIENTO DE YACIMIENTO
A continuación se describen brevemente los principales archivos, aplicaciones, programas y
sistemas para el control y seguimiento de pozos y yacimientos.
1.3.1. BANCOS DE DATOS
Para mantener la recolección de información en la industria petrolera se han
elaborado una serie bancos de datos. Estos bancos de datos incluyen variedad de
información de pozos, yacimientos y facilidades. A continuación detallaremos algunos
de ellos. :
1. BANCO DE DATOS DE POZOS (BDDP)
Creado por el MEM en 1965 con el fin de mantener la información referente a los
pozos. Actualmente, el sistema se maneja según la tecnología de base de datos y es
administrado por PDVSA en los computadores centrales de LAGOVEN, a través de los
cuales las filiales pueden accesar dicha información. El banco comprende los
siguientes archivos:
a) Archivo maestro de pozos y pozo zonas (maestro)
Datos básicos, tales como ubicación, fecha de perforación, coordenadas, últimas
condiciones de producción de cada zona completada en el pozo, etc.
b) Historia de pruebas, producción e inyección (histórico)
Producción mensual y acumulada, pruebas de producción y mediciones de presión de
fondo.
c) Archivo de operaciones (operaciones)
Datos históricos de operaciones, tales como: completaciones,
reacondicionamiento, reparaciones, estimulaciones, reacondicionamiento y
evaluación de posibles reacondicionamientos.
d) Archivo de datos geológicos (geológico)
Interpretaciones geológicas, contajes de arena, evaluación de intervalos, inventario de
perfiles corridos y curvas digitadas, etc.
e) Perfiles digitados
Valores de las curvas digitadas.
f) Detalles direccionales
Detalles direccionales de pozo.

2. BANCO DE YACIMIENTOS
Incluye los datos básicos del Yacimiento, tales como: nomenclatura, arena, área,
reservas de petróleo y gas, tipo de crudo, presiones, factores volumétricos, historia de
producción, pronósticos, etc. Se utilizan principalmente para controlar reservas.
3. BANCO DEPRESIONES
Este banco, primeramente incluido en el Banco de Datos de Pozos, mantiene
registrada la toma de datos de presión en pruebas de restauración, abatimiento y otras.
4. BANCO DE DATOS PVT
Se mantiene con la información proveniente de los análisis de PVT en pozos. Incluye
tablas de valores de solubilidad de de gas, factores volumétricos de petróleo y gas,
cambio de viscosidad con presión, factores de compresibilidad, etc.
5. BANCO DE FLUIDOS INYECTADOS
Estos son captados por las filiales para cada uno de los proyectos de inyección de
agua, gas y vapor, y se utilizan en el cálculo de los factores volumétricos de
reemplazo.
6. OTROS BANCOS
Cada filial posee, adicionalmente, otros bancos de datos que utilizan en el control de
sus procesos. Ejemplo de ellos son: los bancos de registros de formación analizados,
análisis de núcleos, de hundimiento de tierra (muy importante para las zonas
costaneras de Lago de Maracaibo), banco de vientos, Bancos de Pruebas de
Producción, Análisis de Agua de Formación, etc.
1.3.2. SISTEMA DE PROCESAMIENTO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN
EN POZOS.
Estos sistemas permiten determinar la validez de las pruebas efectuadas en los
pozos para producción e inyección. Si la tasa de producción está dentro del
rango permisible de declinación de yacimiento; en caso contrario, señala un alerta
al sistema. En la misma forma se verifican las medidas de agua y los pozos de
inyección, y se comprueba principalmente la tasa de inyección en comparación con la
capacidad calculada de los lentes por inyectar.
1.3.3. SISTEMAS PARA INTERPRETAR PERFILES DE FORMACIÓN
La interpretación de perfiles de formación ha avanzado mucho en los últimos diez
años, mediante el uso de nuevas herramientas. Los sistemas de interpretación de
perfiles incluyen:

1. Sistemas sencillos de no más de 30 K de memoria, en los cuales los datos se
introducen manualmente. Estos sistemas están incorporados a
calculadoras manuales y microcomputadoras. No incluyen fórmulas que toman
en cuenta factores de corrección. Sus ecuaciones se basan en los gráficos sencillos
de interpretación de las compañías de registros, los cuales dan una visión primaria
de lo que se espera tener en la formación y sólo se utilizan en hoyos abiertos.
2. Sistemas complejos manuales. Estos tienen como característica poseer una
gran cantidad de fórmulas de interpretación de todo tipo de perfiles, pero conservan
la introducción manual de datos.
3. Sistemas Complejos Automáticos: Utilizan la tecnología de captación de la
información directamente desde el pozo hasta cintas magnéticas, las cuales después
se utilizan para obtener en forma detallada tanto la correlación de la formación, como
los lentes productivos con sus parámetros de saturación de fluidos, porosidades,
saturaciones residuales, permeabilidad, litología, etc.
La grabación de los perfiles y de los resultados en cintas magnéticas o en archivos
de computadora permite, posteriormente, hacer correlaciones geológicas entre pozos,
distinción entre lentes, detección de topes claves, etc, que ayudan en la búsqueda
de prospectos de pozos o de arenas productoras.
También los resultados de estas interpretaciones pueden transferirse a bancos de
datos para posteriormente utilizarlos en la elaboración de mapas estructurales,
isópacos, isosaturación, isoporosidad, permeabilidad, etc, en forma automática.
La interpretación de perfiles en pozos entubados es complementaria a la
interpretación en pozos de hueco abierto, y puede servir para correlacionar el
movimiento de fluidos después de un tiempo de producción.
4. Perfiles de producción e Inyección de Fluidos: Estos sistemas son bastantes
sencillos, por lo que pueden ser colocados en calculadoras manuales. Permiten
distinguir que tipos de fluidos están entrando o saliendo de la formación y en
qué cantidad. Los perfiles de
1.3.4. SISTEMAS PARA INTERPRETAR MEDICIONES DE GAS
La cantidad de gas que se produce o que se inyecta a los yacimientos es importante
para los cálculos de balance de materiales de reemplazo y, además, por el aspecto
económico que el gas tiene. La medición del volumen del gas se efectúa midiendo
las presiones diferenciales en los conductos, las cuales se dibujan sobre discos de
papel. La interpretación se hace automáticamente, leyendo los datos sobre el disco
con una cámara y transmitiéndolos a la microcomputadora para que realice los
cálculos correspondientes.
1.3.5. SISTEMAS PARA ESTUDIOS DE PROPIEDADES FÍSICAS Y
PVT DE LOS HIDROCARBUROS,
Los análisis de fluidos, a distintas presiones y temperaturas (conocidas como
análisis PVT), son importantes en la determinación del comportamiento del
yacimiento. El PVT puede tomarse en el fondo del pozo o regenerado en la

superficie. En ambos casos, se requiere validar el PVT antes de usarlo, para lo
cual existen programas. En ellos, los datos PVT son validados contra correlaciones
existentes.
Es importante hacer notar que, en caso de no existir análisis PVT en un yacimiento,
o que los que existan no sean útiles, se pueden utilizar correlaciones para
determinar las propiedades usualmente obtenidas del PVT. como factores
volumétricos de petróleo, gas y agua, viscosidades de petróleo y gas, factores de
compresibilidad de petróleo y gas. En la industria existen estas correlaciones,
tanto en los computadores principales como en las microcomputadoras.
1.3.6. SISTEMAS PARA ANALIZAR COMPORTAMIENTO DE FASES DE LOS
HIDROCARBUROS,
Los fluidos en el yacimiento están constituidos por hidrocarburos e impurezas (H2S,
C02, N2), principalmente. A medida que el yacimiento es drenado, cambia la
presión. El petróleo también cambia, tanto de presión como de temperatura
cuando sube por la tubería eductora. En ambos casos, la naturaleza de los fluidos,
tal como están en el yacimiento, se transforma, generando nuevas composiciones.
Los sistemas de computadora permiten determinar las composiciones de las fases
líquidas y gaseosas a las nuevas condiciones de presión y temperatura.
Existen programas para validar los resultados composiciónales obtenidos a partir
de pruebas de campo. Por otra parte, en caso de que no exista prueba de campo,
los programas permiten calcular las nuevas composiciones utilizando correlaciones
para las constantes de equilibrio del sistema.
Estos programas se emplean para el cálculo de los factores volumétricos de
petróleo y gas, y para el diseño de separadores de petróleo y gas, en la superficie.
Es importante conocer estas correlaciones, pues ellas se aplican en
los cálculos composiciónales en los simuladores matemáticos.
Existen programas diferentes, según la condición inicial del yacimiento: de petróleo,
de gas o de gas condensado. El análisis de fases es importante en los
yacimientos de gas y de condensados, pues con él se puede calcular la riqueza de
los gases producidos.
1.3.7. SISTEMAS PARA ANÁLISIS DE PROPIEDADES DE ROCAS
Los núcleos se toman en los pozos con el fin de medir propiedades intrínsecas
de la roca, como permeabilidad y porosidad, o de los fluidos que ella contiene.
La industria cuenta administrativamente con un sistema que mantiene la
información sobre ubicación física del núcleo y de sus principales
características.
Los parámetros generados a partir de los núcleos permiten ejecutar
correlaciones geológicas entre pozos, mediante métodos estadísticos. También
permiten verificar los cálculos efectuados en las evaluaciones petrofísicas (para
la porosidad) y las pruebas de presiones (para la permeabilidad).

Basándose en ellos se pueden establecer correlaciones que permiten calcular la
permeabilidad absoluta a partir de otros datos de la roca.
Existen programas que elaboran las correlaciones de log K vs φ y log K vs φ So.
Estas se utilizan en las evaluaciones petrofísicas para obtener valores de
permeabilidad por estratos y deben usarse con precaución.
La información de presión capilar requerida para el estudio de yacimiento
depende de la humectabilidad preferencial de la roca y de los mecanismos de
producción, tanto primarias como de recuperación adicional. El proceso de
estudiarla a partir del análisis de la roca, requiere cálculos tediosos, por lo que
existen programas de computadora que los simplifican.; Estos programas varían
de acuerdo con el método: Leverett, Kozeny y Heseidin.
Las curvas promedio de presión capilar son muy útiles en estudios de
simulación de yacimientos y en evaluaciones petrofísicas.
Por último, la información de permeabilidad relativa requerida para un estudio de
yacimientos, depende también de la humectabilidad preferencial de la roca y de
los mecanismos de producción. Las curvas de permeabilidades relativas se
generan a partir de análisis de núcleos. Cuando no es posible determinar las
curvas, se deben hallar los valores en los puntos extremos y luego ajustar o
verificar tales puntos, mediante programas especiales ya elaborados (RELPER
en MARAVEN. Luego, conocidos los extremos, se pueden calcular los valores
intermedios mediante programas especiales que generan permeabilidad relativa
con respecto a la saturación de fluido.
También existen programas para calcular permeabilidades relativas con base en
la historia de producción.
Si no existe información o núcleo para determinar la permeabilidad relativa, se
puede recurrir a los programas que utilizan las correlaciones de Torcazo y Willie;
Whal y asociados o Corey y colaboradores.
1.3.8. PROGRAMAS PARA ELABORACIÓN DE MAPAS
En los estudios y análisis de yacimientos se elabora una diversidad de mapas,
para lo cual existen en la industria gran cantidad de graficadores que toman la
información de los resultados de otros programas o sistemas. Los principales
mapas generados a partir de los datos geológicos de los Bancos de Datos de
Pozos son: estructurales, secciones estructurales y secciones estratigráficas.
1.3.9. PROGRAMAS PARA ELABORACIÓN DE GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN.
Los gráficos de producción son valiosos para establecer las tendencias de
producción. Entre los principales, que se pueden obtener por medio de
computadora, están:
Tasa de producción vs tiempo (log-normal)
Tasa de producción vs producción acumulada (log-normal)
Consolidado de tasa de producción, producción acumulada, relación gas petróleo,

porcentaje de agua y sedimento vs tiempo.
Esos mismos gráficos se construyen también para producciones totales de
yacimientos.
Las cifras se obtienen directamente de los archivos de banco de datos de pozos y
de yacimientos.
1.3.10. PROGRAMAS PARA ANALIZAR TASAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN,
A partir de los gráficos de producción se puede calcular la tasa de declinación, pero
existen programas que permiten elaborar los gráficos y efectuar los cálculos
automáticamente. La tendencia actual es transmitir los datos de producción a un
microcomputador y analizarlos, utilizando por ejemplo, programas escritos en EXCEL
1.3.11. SISTEMA PARA LA EVALUACIÓN Y COMPORTAMIENTO DE POZOS..
La tendencia actual para el análisis se orienta hacia la construcción de sistemas
automáticos (inteligentes) de diagnóstico. Los pasos que deben cumplirse son los
siguientes:
1. Identificar los pozos con problemas de producción o inyección. Esto se hace
mediante la comparación con el pozo promedio o característico del yacimiento o área
de yacimiento.
2. Diagnosticar las posibles fallas mecánicas o de equipo de subsuelo utilizando los
gráficos de causa- efecto, o un sistema experto o un sistema de árbol de decisión.
3. Pronosticar la producción de fluidos mediante diagrama de correlaciones
geológicas elaboradas por computadora.
4. Elaborar mediante programas de computadora, mapas de datos de producción
de pozos vecinos. Los datos se toman directamente de los Bancos de Datos
5. Recomendar intervalos por cañonear, evaluar y completar.
6. Seleccionar y recomendar los pozos por recompletar. En este sentido existen
sistemas que controlan la cartera de los pozos recomendados para reparar.
7. Seleccionar y recomendar pozos para estimular. Igualmente se mantiene un
archivo con la cartera de pozos por estimular
8. Mantener un archivo de los ciclos de inyección en los pozos inyectados con
vapor.
1.3.12. SISTEMA PARA LA EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL
YACIMIENTO:
El propósito de estos sistemas es controlar el comportamiento del yacimiento en

producción e identificar las causas de las desviaciones. Para la evaluación del
comportamiento de producción e inyección de fluidos, se usan programas que
dependen del fluido inyectado.
Los reportes para control de la inyección permiten mantener:
• Informe individual de inyección por planta.
• Resumen de inyección por segregación.
• Seguimiento y control por yacimiento.
Entre las ventajas más relevantes, se pueden citar:
a) Estos sistemas pueden residir en el computador principal o en micro.
b) Su uso le permite al ingeniero de proyectos la rápida obtención de resultados
mediante gráficos y tablas, a fin de actuar sobre las condiciones de
inyección a nivel de pozo, yacimiento y planta.
1.3.13. PROGRAMACIÓN PARA EFECTUAR ANÁLISIS ECONÓMICOS
Estos programas permiten determinar la rentabilidad de los proyectos por medio de
índices como tasa de retorno, tiempo de pago, etc. El programa debe estar adaptado
a los criterios económicos actuales.
1.3.14. SISTEMAS DE PLANIFICACIÓN
Tienen como fin evaluar los escenarios que se presenten en la industria. Con
ellos se establecen las factibilidades de los eventos propuestos y se identifican los
recursos que se requieren para la generación de reservas y de potencial de
producción. Usualmente los sistemas de planificación utilizan modelos de
yacimientos sencillos. Con ellos se establecen comportamientos de producción,
primarios y secundarios.
Los modelos permiten determinar los pozos involucrados, definir las instalaciones, y
calcular las inversiones y recursos humanos necesarios.
1.3.15. PROGRAMAS PARA EVALUACIONES GEOLÓGICAS
Son programas bastantes sofisticados y actualmente requieren grandes
computadores, mesas de trabajo, pantallas, graficadores, etc. La primera función
de estos sistemas es analizar perfiles para efectuar correlaciones petrofísicas.
El segundo objetivo es hacer la descripción geológica de yacimientos, mediante la
elaboración de mapas estructurales, isápacos, de isopropiedades, de facies,
estructurales, estratigráficos, para identificar formaciones petrolíferas, gasíferas y
acuíferas, establecer cuerpos de arena e identificar cierre y límites de yacimientos.

1.3.16. PROGRAMAS PARA DETERMINAR LA EXPLOTACIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIADEYACIMIENTOS.
Tienen como finalidad identificar los mecanismos de producción. Para ello se
calculan los índices de empuje, utilizando balances de materiales que permitan
determinar en el yacimiento el tipo de acuífero y efectuar la predicción del
comportamiento del mismo en su explotación primaria. Existen varios métodos de
balance de materiales, dependiendo del tipo de empuje y de la presencia, o no, de
acuífero o capa de gas.
1.3.18. SIMULADORES MATEMÁTICOS
La simulación de un yacimiento consiste en la construcción y operación de un
modelo cuyo comportamiento semeja la apariencia real del comportamiento del
yacimiento.
El propósito de la simulación es estimular el comportamiento de un campo en
diferentes esquemas de explotación. La observación del comportamiento del
modelo en diferentes condiciones de producción permitirá seleccionar el esquema
óptimo de explotación del yacimiento.
La simulación de un yacimiento permite:
• Determinar su comportamiento bajo inyección de agua y/o gas o agotamiento
natural.
• Evaluar las ventajas de un proyecto de inyección de agua de flanco, contra un
proyecto de inyección por arreglos.
• Determinar el efecto de la ubicación de los pozos.
• Investigar el efecto sobre el recobro de variaciones en las tasas de
inyección y/o
producción.
Este modelo, básicamente, es una división del yacimiento en una malla de 2 ó 3
dimensiones Las ecuaciones de los modelos de simulación son, esencialmente, las
ecuaciones de balance de materiales, escritas para cada fase en cada bloque del
modelo. El flujo de fluidos entre bloques se representa por la ecuación de Darcy
modifica por el concepto de permeabilidades relativas.
El modelo de simulación es un conjunto de ecuaciones diferenciales escritas
para cada bloque. Cada ecuación representa las conservaciones de masas o
energía de una sustancia específica.
Los modelos de petróleo negro, composicional y de fluidos químicos simulan
procesos isotérmicos y no requieren la ecuación de balance de energía. Así mismo
usan 3 ecuaciones para expresar la conservación de la masa de los 3 componentes.
El modelo composicional consiste de N ecuaciones en cada bloque, donde N es el

número de componentes.
Un modelo térmico es similar al composicional y usa N + 1 ecuaciones que
expresan la conservación de masas para N componentes y 1 ecuación para la
conservación de la energía.
2. RECOLECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A SER UTILIZADA EN
UN ESTUDIO DE YACIMIENTOS.
2.1. INTRODUCCIÓN
Una vez establecidos los objetivos y alcance de un estudio integrado de
yacimientos, se realiza a continuación la recolección de información y consiste en
ubicar todas las fuentes posibles de información y su posterior acceso para
seleccionar aquellas de interés para el estudio a realizar.
El proceso se apoya en la información almacenada en las bases de datos, los
archivos de los pozos, libros de producción y estudios previos existentes del área en
estudio.
Los archivos de los pozos constituyen la principal fuente de información, por lo que
su revisión debe ser efectuada exhaustivamente, a objeto de extraer los recaudos
fundamentales para conformar una base de datos confiarle y completa para el
desarrollo de las actividades del estudio.
La información de los archivos de pozos se puede catalogar bajo el siguiente
esquema:
Datos generales
Pueden definirse como aquellos datos de identificación de los pozos, tales como:
elevación de la mesa rotatoria y del terreno, siglas de la localización, coordenadas,
profundidad total, etc.
Datos históricos
Son aquellos referidos al desarrollo de la vida productiva del pozo, tales como:
historia de la perforación, trabajos realizados relativos a recompletaciones,
reparaciones, tratamientos de estimulación, cambios de métodos de producción,
pruebas de producción luego de cada trabajo, abandono, pruebas o registros de
presión, etc.
Datos complementarios
Son datos de información de soporte técnico tales como: perfiles tomados, análisis
de muestras de núcleos, pared y canal, análisis PVT, análisis granulométricos,
análisis de agua, crudos y gas, etc.

Precaución en el manejo de los archivos
Este proceso de recolección de información no debe conducir a la elaboración de
archivos personales de los responsables de los estudios, copiando toda la
información de los archivos generales de las empresas sino a ubicar y asegurarse
que a nivel del Archivo general, se disponga de toda la información relevante al
yacimiento bajo estudio. Esta información debe llevarse desde los archivos
generales o bibliotecas hasta las oficinas de los ejecutores del estudio en la medida
en que se vayan requiriendo, ya que los estudios toman considerable tiempo
durante el cual pueden haber otros usuarios solicitando la misma información. El
objetivo del proceso es hacer un inventario de la información disponible
recolectando luego a medida que avanza el estudio. Sólo para el caso de estudios a
contratar, se debe copiar casi todo el material de interés disponible.
Validación de la Información recolectada
La disparidad de criterios e interpretaciones entre diferentes autores, la
existencia de información contradictoria y las anomalías y desviaciones en algunos
datos básicos, hacen necesario un proceso de validación de la información
recolectada, el cual se realiza como parte de cada uno de los procesos siguientes
al de recolección de información.
2.2. PASOS PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1. Recopilar información de estudios previos
2. Identificar pozos de interés
3. Verificar disponibilidad de información para pozos de interés
4. Solicitar archivos fallantes a otros departamentos:
5. Revisar información de Reacondicionamientos
6. Recolectar informes PVT
7. Recolectar información de análisis de agua
8. Obtener información de pruebas de presión.
9. Recolectar registros de pozos
10. Extraer información de núcleos, muestras de pared y muestras de canal
11. Recolectar información sísmica
12. Extraer información de Producción
13. Clasificar la información
2.2.1. RECOPILAR INFORMACIÓN DE ESTUDIOS PREVIOS
Esta etapa se inicia con una búsqueda del material bibliográfico en los centros
locales destinados para tal fin, incluyendo sistemas computarizados.
En caso de no disponer localmente de estudios anteriores, se deben revisar
otras fuentes de otras áreas de trabajo o en las redes interfiliales. Si se
obtiene alguna información bibliográfica adicional, se debe actualizar la
información del archivo principal..
La información de estudios previos debe incluir estudios de
yacimientos, estudios geológicos regionales, informes sobre prospectos

exploratorios perforados en el área bajo estudio, mapas de interpretación
sísmica, etc.
2.2.2. IDENTIFICAR POZOS DE INTERÉS
En esta parte se ubican y listan los pozos pertenecientes al área de interés,
incluyendo pozos vecinos, para lo cual se debe tener a la disposición un mapa
actualizado con los últimos pozos perforados. Es recomendable, para efectos de
reconocimiento del área del yacimiento, que sea un mapa de contornos
estructurales, al tope de la arena de interés. En esta fase se debe elaborar un
archivo que contenga los pozos a estudiar con sus respectivas coordenadas
geográficas. Esto permitirá con el apoyo de los programas del departamento de
sistemas de computación de geología verificar la posición de los pozos y generar
las bases necesarias para la realización de los diferentes mapas resultantes del
estudio de yacimientos: isópacos, estructurales, burbuja, isoproducción, de AyS,
isobáricos, etc.
2.2.3. VERIFICAR DISPONIBILIDAD DE INFORMACIÓN PARA POZOS DE INTERÉS
Una vez identificados los pozos que integran el área bajo estudio, se procede a
elaborar un inventario de la información existente para cada pozo, tanto en la
sección de archivos como en la biblioteca correspondiente del área.
Para esto se debe solicitar un inventario de la información de pozos disponibles
al personal encargado del archivo y de la biblioteca, quienes ayudados por sus
controles computarizados aportan una respuesta rápida que permite ahorrar
tiempo. Este inventario debe cubrir las diferentes fuentes de información como
archivo del pozo, de pruebas de presión, de PVT, de análisis de núcleos y de
análisis especiales.
También se debe investigar sobre los archivos paralelos que otras personas llevan
2.2.4. SOLICITAR ARCHIVOS FALTANTES A OTROS DEPARTAMENTOS:
Generalmente en los archivos de otros departamentos se pueden obtener
información no existente en la oficina principal, debido a que el 90% de los
documentos que contiene un archivo ("well file") son generados en las áreas
operacionales y el flujo hacia su sección de archivos es constante y directo,
mientras que hacia las áreas en donde se realizan los estudios no ocurre con la
misma frecuencia y regularidad.
El tiempo promedio de respuesta para los pedidos debe contabilizarse para
planificar los futuros trabajos.
2.2.5. REVISAR INFORMACIÓN DE REACONDICIONAMIENTOS
Ocurre muy a menudo que falta información de los trabajos realizados a cada pozo,
incluyendo en algunos casos la completación original, en los archivos de los pozos.

En ocasiones, cuando se revisa un archivo de un pozo se observan reportes de
pruebas de uno de los intervalos, de cuyo trabajo de recompletación no se tiene
el soporte operacional que permitirá conocer la fecha exacta del trabajo y
cualquier otro intervalo que se hubiera cañoneado para entonces. Casi siempre es
difícil obtener los diagramas actualizados de completación de los pozos, los
cuales son importantes a la hora de elaborar las historia de mangas y ubicar los
yacimientos de donde se ha estado produciendo. La incertidumbre que se pueda
presentar respecto a la fecha cuando se realizó una recompletación, cambio de
zona, etc., complica el panorama cuando se está efectuando la revisión y
corrección de producción por arena para cada pozo De obtenerse la información
faltante, se extrae copia de la misma y se actualizan los archivos respectivos en la
oficina principal. Si la información no aparece (lo cual puede suceder) el usuario
deberá construirla con la ayuda de los reportes de producción y material
bibliográfico.
2.2.6. RECOLECTAR INFORMES PVT
La información correspondiente a los análisis PVT se encuentra separada del
archivo general del pozo, por lo que su búsqueda es de fácil acceso.
De la recopilación general de archivos de información, se elabora el inventario de
análisis PVT realizado a cada pozo, lo cual se compara con lo existente en las
carpetas PVT y se puede decidir si se requiere un informe en caso necesario.
Adicionalmente el usuario puede comunicarse con el personal responsable del
mismo yacimiento en el área de operación quien, de no contar con la información
requerida, puede colaborar en su búsqueda. Si se obtienen los análisis PVT faltantes
se exigen copia de los mismos, actualizando el archivo respectivo. Otra fuente de
información es el Banco de Datos PVT del INTEVEP, el cual se puede contactar si
los pasos anteriores no son exitosos.
2.2.7. RECOLECTAR INFORMACIÓN DE ANÁLISIS DE AGUA
Dentro de la gran variedad de información que debe contener un archivo de pozo
están los análisis de agua. Cuando no se tienen en el archivo local, se procede a
verificar en el área operacional mediante los archivos correspondientes. La Unidad
Técnica de Producción en el área operacional puede ser contactada para obtener
mejor información. Si no se obtiene la información de análisis de agua requerida se
debe proceder a solicitar la toma de muestras y análisis a través de la unidad
productora correspondiente. Esto toma poco tiempo, por lo que podría disponerse
de los resultados para el momento en que su uso sea crítico.
2.2.8. OBTENER INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La historia de presión constituye uno de los factores de mayor importancia en un
estudio de yacimientos, por lo que es indispensable recaudar todas las mediciones
existentes del área de interés.
Inicialmente se debe revisar la información disponible en la base de datos del
Banco de Presiones del banco de Datos y en los archivos locales de Medidas de
Presiones, requerir su comparación con los pertenecientes al área operadora y
actualizar el inventario. Este cotejo puede canalizarse entre las secciones de

archivos de ambas oficinas.
Una vez obtenida toda la información adicional se deben actualizar los archivos
principales y asegurarse de que la información sea incluida en el Banco de Datos
de Presiones.
2.2.9. RECOLECTAR REGISTROS DE POZOS
La mayor fuente de información para los estudios de yacimientos lo constituyen los
perfiles (registros) de los pozos. El usuario debe elaborar un inventario completo de
todos los perfiles tomados en los pozos, indicando el tipo de perfil y las diferentes curvas
que lo conforman, el intervalo perfilado y las escalas registradas. Para los registros
petrofísicos, esta información es obtenible en primera instancia de los sistemas de
Banco de Pozos, o en los reportes finales de perforación y reparación, reportes
diarios de operaciones y programas o minutas de completación, como en el
caso de los registros geológicos.
Debe registrarse el tiempo de respuesta para encontrar la información para planificación
en futuros estudios.
La utilización de los registros debe ser gradual, lo cual significa que no se debe pedir al
archivo un lote grande de los mismos, en vista de que puede haber otros usuarios
solicitándolos
2.2.10. EXTRAER INFORMACIÓN DE NÚCLEOS, MUESTRAS DE PARED Y
MUESTRAS DE CANAL
En el inventario general de información se debe verificar si existen pozos con
muestras de núcleos, pared y canal. La información sobre análisis de núcleos se
encuentra en la biblioteca y en los archivos, mientras que lo relativo a muestras de
pared y de canal, debe extraerse de la nucleoteca. Existe también la base de datos cu
la cual se ha cargado la información sobre los núcleos más recientes. En caso de no
disponer de toda la información de núcleos se debe solicitar la información a través
de la unidad de Petrofísica de la gerencia de Ingeniería de Petróleo, y luego de
obtenida, actualizar los archivos de la oficina principal. Sobre los núcleos debe
buscarse información relativa a los dos tipos de análisis que en ellos se realizan:
convencionales con información de porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos; y
especiales, con información sobre parámetros petrofísicos, presiones capilares,
permeabilidades relativas, etc.
2.2.11. RECOLECTAR INFORMACIÓN SÍSMICA
La información sísmica disponible sobre el área es de gran utilidad para establecer el
marco estructural, por lo que además de lo recopilado en la revisión bibliográfica, se
debe ubicar la siguiente información:
• Mapa de los levantamientos sísmicos.
• Cintas con datos de campo de las líneas sísmicas y de líneas sísmicas procesadas.
• Películas (films) de líneas sísmicas procesadas.
• Registros sísmicos: WST, VSP y sismogramas sintéticos, disponibles en los
archivos de la
unidad de Sismología de Producción.

2.2.12. EXTRAER INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN
La parte final de la recolección de información es la búsqueda del comportamiento
de producción de los pozos de interés. Para esto se deben accesar dos sistemas: el
de información procesada de producción y el de medidas de producción originales.
El ingeniero de yacimiento debe combinar estas dos fuentes de información para
formar un "archivo paralelo", que se usará como insumo para el estudio que realiza.
2.2.13. CLASIFICAR LA INFORMACIÓN
La idea en esta última etapa del proceso de recolección, es revisar el
inventario de la información disponible para el estudio y comprobar si
falta alguna de la necesaria, clasificándola según su naturaleza (PVT,
presiones, producción, registros, sísmica, etc.) y establecer la logística de como se
va a ir utilizando, para programar llevarla a las oficinas de los ejecutores del estudio
en la medida que se vaya requiriendo.
Durante la ejecución del estudio se debe mantener un inventario actualizado de la
información disponible en los archivos de Exploración y Producción, de la solicitada y
de la recibida de las áreas operacionales y de la existente en las oficinas del personal
realizando el estudio.
Una vez obtenida la información pertinente al área/yacimiento en estudio, se debe
verificar si es posible cumplir con los términos de referencia establecidos en el proceso.
De no ser así se debe proceder a revisar/ajustar los términos de referencia del estudio.

CAPÍTULO 2
REVISIÓN GEOLÓGICA
2.1. GENERALIDADES.
El primer paso en Ingeniería de Yacimientos es describir con exactitud las
características Geológicas del yacimiento petrolífero bajo consideración, a fin de
calcular sus volúmenes de hidrocarburo y optimizar su factor de recuperación. Esto
requiere información que permita determinar la extensión geométrica (forma), límites
del yacimiento, así como los fluidos que contiene; en otras palabras, la definición del
modelo geológico. En este capítulo se tratarán cuatro aspectos importantes, a saber:
(1) factores de entrampamiento de los hidrocarburos y límites de yacimientos; (2)
evaluación del modelo geológico en cuanto a sus controles estratigráficos y
estructurales; (3) geofísica tridimensional (3D) como método de investigación para la
extensión de yacimientos; y (4) casos prácticos y ejemplos del uso de información
geológica (mapas, secciones) como guía para describir el modelo geológico.
2.2. FACTORES DE ENTRAMPAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS
Para el propósito de la Ingeniería de Yacimientos se puede definir un yacimiento como
una unidad geológica que contiene hidrocarburo susceptible de extracción.
Esta unidad geológica es identificable cuando es penetrada por un pozo y por lo tanto
es cartografiable. Las condiciones generales que influencian la sedimentación y la
distribución de las partículas de roca que conforman las unidades geológicas son
tan variadas, que esa materia, denominada sedimentología, escapa del alcance de
este curso. Se tratarán solamente las características necesarias para que ocurra el
entrampamiento de los hidrocarburos.
Para que ocurra un campo de hidrocarburos, es necesaria la presencia de cuatro
factores: (1) la fuente (2) la trampa, (3) el sello, y (4) una roca-yacimiento con buena
porosidad y permeabilidad. La fuente de hidrocarburos es generalmente materia
orgánica con alto contenido de bacterias sedimentadas simultáneamente con las
partículas de roca (generalmente lutitas). Esta materia es transformada en
hidrocarburos bajo ciertas condiciones de presión y temperatura causadas por el
peso de la columna sedimentaria en una cuenca, a grandes profundidades. El
incremento de esa columna sedimentaria ejerce un efecto de compactación de las
partículas de roca, que hace extraer el fluido hidrocarburífero generado en la "roca
madre" y permite su migración hacia arriba, a consecuencia del diferencial de
presión, hasta llegar a superficie o hasta ser entrampado.
Una trampa para hidrocarburos es cualquier condición física que detiene la
migración ascendente del mencionado fluido. Existen dos categorías o factores de
entrampamiento, a saber: (1) estructural; en la cual la roca yacimiento tiene por tope
una roca impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación
de hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta; y (2) estratigráfica; cuando
ocurren cambios en las propiedades de la roca almacén (pérdida de permeabilidad)
que permiten el entrampamiento del hidrocarburo, combinado con un sello o roca

impermeable que la recubra.
2.2.1. TRAMPAS ESTRUCTURALES:
La mayoría de los principales campos con hidrocarburos a nivel mundial están
asociados con trampas estructurales. Tres de los tipos más comunes se
describen a continuación:
1. Anticlinal o domo. Son estructuras de forma generalmente elíptica (figuras 2.1a
y 2.1b). El cierre estructural de la trampa se define como la distancia vertical
desde la cresta hasta el punto de rebose buzamiento abajo (profundidad por
debajo de la cual no puede ocurrir acumulación de hidrocarburos). No
necesariamente la trampa tiene que estar completamente llena de
hidrocarburos.
2. Domo salino. Son estructuras en forma de domo y las unidades
subyacentes que han sido penetradas tienen buzamientos bastante
inclinados (figuras 2.2a y 2.2b).

3. Fallas. Estas pueden crear una trampa petrolífera por el desplaza-
miento de una roca impermeable hacia una posición contrapuesta a
la roca que forma el yacimiento (fig. 2.3.a y 2.3.b). En este ejemplo la
estructura en el tope de la unidad productora es un homoclinal
fallado cuyos estratos tienen un buzamiento uniforme.
Existen otros tipos de trampa estructural en situaciones geológicas
más complejas que no se van a discutir en este capítulo. Sin
embargo, en todos los casos, el hidrocarburo queda entrampado
por la presencia de otras rocas impermeables que sellan el yaci-
miento.
2.2.2. TRAMPAS ESTRATIGRAFÍAS
Este tipo de trampa ocurre como resultado de la pérdida de permeabilidad y
porosidad en la roca-yacimiento, debido frecuentemente a un cambio litológico, por
ejemplo, de arena a lutita (fig. 2.4a). En este caso, la migración de hidrocarburos ha
sido detenida por la pérdida de permeabilidad. La acumulación de hidrocarburos no
está íntimamente asociada con la estructura. Es necesario entender que debe
siempre existir una estructura que permita el movimiento ascendente del fluido hacia
la trampa (fig. 2.4b).
En muchos yacimientos de hidrocarburos, las trampas están constituidas por
combinación de factores tanto estratigráficos como estructurales.

2.5. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL YACIMIENTO
Se ha demostrado en diferentes estudios que cuando se inyecta cualquier fluido -
gas o agua con el fin de desplazar petróleo, aquél no se distribuye uniformemente a
través del yacimiento, sino que sigue rutas preferenciales que vienen dadas por las
áreas de mejores características. Individualmente la permeabilidad es el parámetro
petrofísico más importante en el desplazamiento de los fluidos.
Aún cuando no existe una determinación confiable, mediante perfiles se pueden
extraer parámetros como: resistividad, arcillosidad, porosidad y saturación (fig.25 y
26). Estas medidas debidamente cartografiadas y combinadas con un mapa de arena
neta, nos guían hacia la zonificación en las áreas de rutas preferenciales. Una
determinación de este tipo ayuda a la localización del pozo inyector y a seleccionar
áreas de desarrollo del yacimiento, para la perforación de pozos interespaciados que
permitan una recuperación eficiente de las reservas remanentes.
2.6. DETERMINACIÓN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (P.O.E.S.).
La estimación volumétrica de petróleo consiste en la determinación del volumen de
petróleo contenido en los poros de la roca saturada. Se realiza combinando el mapa
isópaco de arena neta petrolífera (fig 2.27) y el mapa estructural (fig. 2.28).
Se aplica la ecuación siguiente:
7758 x A x h x 0 (1 - Swi)
N =---------------------------------------
Boi
N = P.O.E.S. (Barriles normales)
A = Área (acres)
h = Espesor (pies)
0 = Porosidad (%)
Sw = Saturación inicial de agua (%)
Boi = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
Los valores de saturación, espesor y porosidad, se determinan de la interpretación de
registros y/o núcleos.
En el cálculo de estos valores se toma un promedio de todos los pozos que
atraviesan el yacimiento, en la zona por encima del C.A.P.O.

CAPÍTULO 3
EVALUACIÓN DE FORMACIONES
3.1. ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los datos de núcleos obtenidos de muestras de rocas recuperadas de una formación
de interés, juegan un papel vital en los programas de exploración, operaciones de
completación y reacondicionamiento de pozos, así como en la evaluación de éstos y
de yacimientos. Estos datos los proporcionar el análisis de núcleos e indican una
evidencia positiva de la presencia de petróleo, la capacidad de almacenamiento de
los fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución del flujo
(permeabilidad) esperado. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten la
interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.
El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación
de un yacimiento pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases
para la calibración dé "otras herramientas de evaluación, como los perfiles. No se le
puede tomar" núcleos a todos los pozos porque Tal operación es costosa; sin
embargo, los planes iniciales para el desarrollo de un yacimiento deben tomar en
cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Estos deben
seleccionarse de manera que cubran un área representativa del yacimiento.
Además de lo anterior, debe decidirse anticipadamente sobre el tipo de información
que se desea obtener mediante el análisis de núcleo (Fig. 3.1) pues ello y el tipo de
prueba que se efectuarán, pueden requerir procedimientos especiales para la
obtención y el manejo del núcleo. Para poder programar lo concerniente a dichos
procedimientos, es conveniente, también, que se seleccionen con suficiente
anticipación los pozos a los que se les han de extraer núcleos. Existen pruebas para
determinar ciertas condiciones del yacimiento que requieren que los núcleos se
corten bajo un control adecuado y que se conserven en ciertas condiciones para
mantener la humectabilidad real de la formación.
3.1.1. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los objetivos del análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en el
programa de perforación. Igualmente, deben considerarse los requerimientos de
perforación, geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los
objetivos influyen en el método de muestreo, en la sección del fluido de
perforación, en el manejo de los núcleos, y en el programa de las pruebas especiales
que se practicarán en el análisis de núcleos. Los objetivos comunes para un
programa de esta naturaleza incluyen:
1. Definición de porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluidos residuales,
litología y predicción de la producción de gas, petróleo o agua.
2. Definición de cambios areales en la porosidad, permeabilidad y litología que se
requiere para caracterizar el yacimiento a los fines de su modelado y de la

estimación de reservas.
1. Definición de la saturación de agua reducible.
3. Recuperación de núcleos en un estado de humectabilidad y/o de saturación no
alterada para pruebas especiales de núcleos.
2. Estudios de permeabilidad direccional
4. Información para la calibración y/o interpretaciones mejoradas de los registros
eléctricos.
3. Determinaciones del petróleo residual del yacimiento.
4. Estudios de ambientes deposicionales.
5. Evaluación del potencial de daño a la formación.
3.1.2. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DATOS
La información convencional incluye porosidad, permeabilidad, y saturación de
fluido. Estos términos serán definidos y los procedimientos para determinar estas
propiedades de las rocas serán descritos brevemente.
1. Porosidad: Se dice que es primaria cuando es intergranular, es decir, cuando
resulta de los espacios libres que se forman entre los granos de arena y de roca
carbonada. Cuando se refiere al volumen vacío originado por cambios ocurridos
luego de la formación original de la roca, se habla entonces de porosidad
secundaria. En yacimientos de roca carbonácea el agua que fluye a través de
ella puede ocasionar cavidades por solución. Igualmente, las rocas o fracturas
también pueden aumentar la porosidad secundaria de un yacimiento.
Existe otra distinción de la propiedad en estudio: porosidad efectiva y porosidad
total. La primera se refiere solamente al volumen vacío conectado a través de
toda la roca.
Por contraste, la porosidad total incluye el volumen vacío que está aislado de los
canales de flujo.
Como los fluidos pueden desplazarse solamente por los poros
interconectados, el ingeniero de yacimientos está interesado en la porosidad
efectiva y no en la porosidad total. El método más común para determinarla es el
de restauración, cuya descripción sigue. El espacio poroso de la roca se limpia
completamente con un solvente, luego la muestra se seca y se pesa.
Posteriormente es evacuado y se llena inyectándole un fluido de densidad
conocida. La muestra se vuelve a pesar al estar saturada para obtener el peso
del fluido inyectado en los poros.
La porosidad se obtiene dividiendo el volumen de los poros por el volumen bruto
de la muestra de la roca. A su vez, el volumen de los poros de la muestra es igual

al peso del fluido dividido por su densidad, y el volumen bruto se determina
midiendo el volumen de fluido desplazado cuando la muestra saturada se
sumerge en el líquido.
En diversos textos de Ingeniería de Yacimientos se describen otros métodos para
determinar la porosidad de los núcleos (Amyx, Bass and Whitting). Adicional a lo
dicho, pueden emplearse varios tipos de perfiles de pozos para determinar con
exactitud la porosidad bajo condiciones controladas. Generalmente, la información
sobre análisis de núcleos se necesita para calibrar los perfiles destinados a la
medición de la porosidad.
3. Permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos
se muevan dentro de los poros. El análisis convencional de núcleos se limita a la medida
de la permeabilidad absoluta que corresponda a la presencia de solamente un fluido en
los poros. Más adelante se tratarán otros tipos de permeabilidad La permeabilidad
absoluta del núcleo se determina haciendo fluir a través del mismo un líquido de
viscosidad conocida, estando saturado 100 por ciento de líquido, y midiendo la tasa de
flujo y el descenso de presión a través del núcleo. Puede hacerse fluir aire o cualquier
otro líquido (aceite, petróleo o agua) a través del núcleo seco siempre que él esté saturado
del mismo líquido. El agua no se usa ordinariamente para estas pruebas porque puede
causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y, por ende, reducir la
permeabilidad. La permeabilidad del núcleo se calcula usando la siguiente forma de la Ley
de Darcy:
q µ L
K= ---------
A ∆p
en la que:
k = Permeabilidad del núcleo, darcis
q = Rata de flujo a través del núcleo, cc/seg
i = Viscosidad del fluido, centipoises, cp
L= Longitud del núcleo, cm.
A= Área transversal del núcleo, cm2
∆p =Descenso de presión a través del núcleo, atmósferas
3. Las saturaciones de fluido del núcleo se determinan a partir de las muestras recibidas
en el laboratorio. Una muestra de determinado volumen se calienta a alta temperatura
para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes del agua condensada y
del petróleo se miden y se registran en porcentaje del volumen de poros, usando el valor
de porosidad determinado en una muestra adyacente.
Estas saturaciones generalmente tienen poco o nada de significado cuantitativo porque los
núcleos han sido lavados violentamente por el filtrado del lodo y además están sujetos al
descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie. Sin embargo, los datos
sobre saturación de fluido pueden ser de valor bajo ciertas condiciones. Así por ejemplo,
las saturaciones de petróleo de núcleos que hayan sido cortados con lodo a base de

agua no son representativas del petróleo residual por inyección de agua, pero con
frecuencia pueden ayudar a determinar los contactos de los fluidos en el yacimiento.
A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la
saturación del petróleo a la residual ocasionada por la inyección de agua. Además, a
medida que el núcleo es subido a la superficie, el gas que contiene en solución escapará,
causando una contracción y pérdida del petróleo residual, por inyección de agua. Si se
emplea un saca núcleos especial para evitar la pérdida de presión del núcleo y si las
saturaciones de petróleo se determinan por procedimientos especiales, entonces estas
podrán estar próximos a los valores residuales dados por la inyección de agua. Aunque
todos los valores de saturación petrolífera obtenidos rutinariamente son demasiados bajos
para emplearse cuantitativamente, existirá un contraste de saturación de petróleo entre la
zona petrolífera y las de la capa de gas y agua. Las saturaciones de agua medidas en
núcleos cortados con lodos a base de petróleo pueden ser verdaderas saturaciones de
agua del yacimiento para porciones del yacimiento por encima de la zona de transición
agua-petróleo. El lavado que hace el filtrado del lodo tenderá a reducir la saturación de
agua en el núcleo al valor irreducible, a pesar de la saturación verdadera del yacimiento.
Por esta razón serán muy bajas las saturaciones de agua medidas en la zona de transición
donde exista agua movible en el yacimiento.
Otros análisis convencionales que se realizan para un estudio más detallado se
Perfil de rayos Gamma de Superficie
Puede ser corrido tanto en el sitio como en el laboratorio. Se utiliza para correlacionar con el
perfil Rayos Gamma del pozo y ajustar las profundidades del núcleo. También ayuda a
identificar intervalos de núcleos y a conocer litología en los casos de núcleos tomados con
mangas de goma o tubo plástico.
Perfil Rayos Gamma Espectral
Cumple los mismos objetivos del perfil de Rayos Gamma, pero aquí además de las
Radiaciones Gamma Total se obtienen las Radiaciones individuales de los elementos Uranio,
Thorio y Potasio, lo cual ayuda a identificar el tipo de arcilla existente en la formación y la
Capacidad de Intercambio de Cationes.
Estudio de Fracturas
Corre Laboratorios ha desarrollado un goniómetro electromagnético (EMG-200) operado por
computadora para realizar análisis detallados de las características y orientación de las
fracturas en el núcleo.
Esta información se puede utilizar para planificar la exploración futura y la producción en
yacimientos fracturados, así como la historia tectónica del núcleo.

El EMG-200 puede usarse en conjunto con estudios geológicos para determinar en forma
precisa la dirección y el ángulo de buzamiento de los planos, tal y como se presentan en el
yacimiento. Utilizando este método podemos generar un informe inmediatamente después
de examinado el núcleo.
Densidad de Granos
La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos con el
porosímetro de helio y posterior división con el peso de la muestra seca. Estos valores de
densidad se usan para mejorar los cálculos de porosidad realizados con los perfiles
eléctricos de densidad total.
Análisis Granulométricos
Este análisis se realizan en muestras de rocas no consolidadas o friables que puedan ser
disgregadas manteniendo la integridad de los granos.
La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes
tamaños, para obtener la distribución del tamaño de los granos.
Esta información es muy importante en los diseños de empaque con grava.
3.1.3. ANÁLISIS ESPECIALES DE NÚCLEOS
Aunque los datos sobre porosidad, permeabilidad y contenido de fluido son
importantes, se requiere también pruebas especiales de núcleos para calcular con
exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de
petróleo por varios mecanismos de empuje. Estas pruebas especiales y su
aplicación general se describen seguidamente.
Permeabilidad y Porosidad con presión de Sobrecarga.
Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más
exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar
con pruebas de restauración de presiones y para mejor modelado y seguimiento del
yacimiento.
Actualmente, Core Laboratories cuenta con un equipo automatizado CMS-200
instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de
sobrecarga. Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga de la
formación y permiten la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de
confinamiento y tanto la porosidad como la permeabilidad se determinan
automáticamente a una presión mínima de confinamiento; se pueden programar 7
presiones adicionales por encima de ésta, las •cuales no sólo nos permiten predecir
la reducción de permeabilidad y porosidad a las condiciones iniciales de presión del
yacimiento, sino también durante la depleción del yacimiento.
Los rangos de presión que se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000

Ibs/pulg2
. Sin embargo, podemos obtener valores a una presión mayor utilizando las
ecuaciones empíricas desarrolladas por S.C. Jones (SPE 153800)
Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad Klinkenberg,
Permeabilidad al Aire, Factor de Deslizamiento del Gas y Factor de Turbulencia del
Gas.
Compresibilidad.
Estos datos se usan para computar la reducción del volumen poroso durante la
caída de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en
yacimientos de petróleo no saturados y su desconocimiento en los cálculos de
balance de materiales acarrearía una sobreestimación del petróleo en sitio y un cálculo
de influjos de agua excesivo.
Secciones Finas
La descripción puede incluir Mineralogía, Textura, Porosidad, Micro-fracturas,
Mineralización, etc. También se puede estudiar la diagé-nesis para dar detalles de la
historia de alteración.
Difracción de Rayos X
Da información del tipo y proporción de minerales arcillosos en la muestra.
Microscopio Electrónico
Mediante estas fotografías se pueden estudiar los detalles de las estructuras de los
poros y los minerales (tipo y localización de las arcillas).
Mineralog
Método rápido y económico para identificar arcillas en forma cualitativa.
Humectabílidad
Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o petróleo. Esta
preferencia controla la distribución de los fluidos en el yacimiento.
Las medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de
estudios especiales y en los planes de recuperación mejorada de petróleo.
Presión Capilar
Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el
yacimiento.
El uso principal de estos datos es el de correlacionar las saturaciones de agua con
Permeabilidad o Porosidad y altura por encima del contacto de Agua-Petróleo. Esta
información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

Propiedades Eléctricas
Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el
cálculo de Porosidad y Saturación de Agua de los perfiles eléctricos. Estas
propiedades retinan los cálculos de los perfiles y evitan el uso de las constantes
existentes en la literatura, los cuales han presentado suficiente desviaciones como para
hacer necesarias las medidas de resistividad para validar dichos valores.
Capacidad de Intercambio de Cationes (CEC)
Existen sitios activos en la superficie de las arcillas donde los cationes pueden ser
intercambiados con los fluidos de perforación, completación e inyección que no estén
en equilibrio.
Este intercambio de iones puede alterar la Porosidad, reducir la Permeabilidad y el
Factor de Formación, dando como resultado un valor erróneamente alto del SW
calculado del perfil eléctrico. Por esto, el CEC debe determinarse en cada muestra
seleccionada para el Factor de Formación (F.F.) e índice de Resistividad (I.R), para
calcular estos valores independientemente del efecto de conductividad de las arcillas.
Permeabilidad al Agua.
Esta prueba es el mejor indicador de sensibilidad a la formación a diferentes
salmueras. Se usa para evaluar el daño que causarían a la formación de diferentes
filtrados de perforación y/o aguas de inyección. Se puede, algunas veces, conocer
el mecanismo de Reducción de Permeabilidad y a menudo, diferenciar entre hincha-
miento y bloqueo.
Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo
Estas pruebas son las que prefieren los ingenieros de yacimiento para evaluar el
comportamiento de un flujo de agua. La mayoría de los modelos matemáticos
requieren de datos de Kw/Ko. Aquí se obtienen datos de Ko y Kw expresados como
un porcentaje de una K base, generalmente Ko a Swi.
Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo
Estos datos se usan, junto con las propiedades de los fluidos y las ecuaciones de
balance de materiales, para predecir la presión, RGP y producción en yacimientos de
empuje por gas en solución; también, en avances de capa de gas, drenaje
gravitacional, declinación de producción de gas y ecuaciones de flujo fraccional.
Pruebas de Inyección de Agua
Varían según el uso final de los siguientes datos:
a) Inundación Básica.
Se usa para cálculos tipo Stiles y Dyskstra-Pirson, donde sólo se requieren valores de
Ko a Swi y Kw a Sor, para predecir Corte de Agua Vs. Recobro de Petróleo
Acumulado.

b) Susceptibilidad (WFS).
Proporciona toda la información anterior y además determina el Recobro de Petróleo
como una función de los volúmenes porosos de agua inyectados y Corte de Agua.
Con esos datos se construye un gráfico del comportamiento esperado del yaci-
miento en las áreas de inundación por agua.
Las pruebas especiales más comunes para el análisis de núcleos son: las de
presión capilar, las de inyección de agua y las de inyección de gas.
La explicación de los datos obtenidos de estas pruebas se cubren en otras partes
del curso. En esta sección se verá brevemente como se hacen las pruebas y el tipo
de información que se obtiene.
Pruebas de Presión Capilar
Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar, la de
drenaje y la de imbibición. Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar
la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones
iniciales de agua. Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para
predecir la extracción de petróleo por empuje de agua y su aplicación se menciona
en otras secciones de este curso. La fig. 3.2, contiene las curvas de la presión capilar
de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión
capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la
fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es
mas alta. Una breve descripción sobre la manera de hacer pruebas de presión
capilar se da enseguida.
En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar
de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un
fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido
humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase
humectante y un gas para la no humectante.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de drenaje: el de la
centrífuga y el de estado restaurado. El primero se usa más porque el tiempo y los
costos son mucho menores que los requeridos por el método de estado restaurado.
Además, pueden simularse presiones capilares más altas con la centrífuga que con
el método por restauración. Este último se describe en el Manual de Ingeniería de
Yacimientos. EL método de la centrífuga se expone a continuación:
La muestra saturada con un solo líquido se pone en la centrífuga, cuya velocidad de
rotación determina la presión capilar. El liquido, que generalmente es un aceite de
baja viscosidad, como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga,
como lo sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad
constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota
para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento en la
velocidad de la centrifuga. El resultado final es un gráfico de presión capilar versus
la fase de saturación por humectabilidad. El cálculo de la distribución de la
saturación a lo largo del núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a
presión capilar están más alla del alcance.
Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la
muestra de núcleo contiene agua a la saturación irreducible y el volumen
remamente de poros está lleno de petróleo. Estas condiciones de saturación podrían
existir al final de una prueba capilar de drenaje por imbibición, si el agua ha sido
desplazada por el petróleo. La prueba de imbibición duplica el desplazamiento de
petróleo por el agua de yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de
petróleo, como se muestra en la Figura 3.2.
La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se hacen en la
centrifuga. En este caso la muestra del núcleo se rodea de agua mientras está girando.
Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan pruebas de presión
capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-condiciones del yacimiento. El núcleo
debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera
humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el núcleo
se satura con agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe
removerse del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica.
El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de imbibición (figura 3.2.),
llamada enlace de histéresis, es el resultado de que el petróleo que es forzado en los
poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fácilmente. De hecho, parte del
petróleo, correspondiente a la saturación irreducible, no puede desplazarse, no
importa cuan alta sea la presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de
la fase humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante.
Solamente en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles presiones
capilares negativas. Sin embargo, esta prueba define la región de baja saturación de
petróleo de la curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia
de la extracción de petróleo por empuje de agua.

3.1.4. PRUEBAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA.
Se requieren varios términos calificativos de la permeabilidad para describir el flujo
simultaneo de dos fluidos en un medio poroso. Éste ocurre cuando el agua o el gas
desplaza el petróleo. Los términos se definen mas abajo en relación con la
permeabilidad absoluta del medio y con la saturación del fluido específico. La
permeabilidad relativa se tratará con mayor detalle posteriormente.
Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de un medio poroso-con respecto
a un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Permeabilidad Relativa es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando
más de un fluido está presente, y su valor se expresa en fracción de la
permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100 por ciento de saturación por un
solo fluido).
Relación de Permeabilidad Relativa es la relación entre las permeabilidades
relativa de dos fluidos de acuerdo con una saturación específica de une de
ellos.
La prueba de Inyección de Agua provee información sobre la permeabilidad
relativa al petróleo y al agua en función de la saturación de agua. Al comienzo de
la prueba, la muestra del núcleo contiene la saturación irreducible de agua y el
volumen de poros remanentes está lleno de petróleo.
Se hace fluir agua a régimen constante a través del núcleo y se anotan los
volúmenes de petróleo y agua producidos.
Esta anotación provee datos sobre la extracción acumulativa del petróleo y
relación agua-petróleo (RAP) en función del agua acumulativa inyectada.
También se anota el decaimiento de presión a través del núcleo durante la
inyección de agua, a fin de proveer bases para determinar las permeabilidades
relativas del petróleo y del agua en función de la saturación de esta última.
Generalmente, las pruebas para inyección de agua se realizan a temperatura
ambiente en el laboratorio, usando un aceite definido y una salmuera sintética.
Teniendo en cuenta que la relación de viscosidad petróleo-agua es casi siempre
igual a la del yacimiento en estudio, cuando se desea información sobre la
permeabilidad relativa petróleo-agua se emplea una relación (viscosidad del pe-
tróleo con respecto a la del agua) superior a la que se espera en el campo. De
esta manera, la información que se obtiene sobre el petróleo extraído puede
usarse directamente para predecir la extracción de petróleo por inyección.
Se pueden hacer pruebas de inyección de agua en condiciones fidedignas del
yacimiento mediante el empleo de fluidos del yacimiento. Para ello se requiere
lo siguiente:

1) Mantener la temperatura del yacimiento, lo cual se puede lograr con un horno;
2) las presiones deben controlarse para conservar la verdadera humectabilidad
del yacimiento; 3) los núcleos deben prepararse muy bien para el transporte, 4)
igualmente, en el laboratorio éstos deben manejarse con especial cuidado
para que conserven la humectabilidad de la formación; 5) se requieren,
además, muestras de petróleo y de agua del yacimiento, para las pruebas.
Aunque el costo es bastante alto para obtener núcleos con su verdadera
humectabilidad e inundarlos en condiciones similares a las del yacimiento, en
algunos casos es la única manera de determinar con exactitud la eficiencia de
desplazamiento del petróleo mediante el agua.
La prueba de inyección de gas provee información sobre la permeabilidad relativa
con respecto al petróleo y al gas en función de la saturación de gas. Al empezar la
inyección, el núcleo puede estar completamente saturado de petróleo o puede
contener petróleo y agua de saturación irreducible. En la mayoría de los casos la
presencia de presión de agua irreducible no tiene efecto significativo sobre las
permeabilidades relativas para el petróleo y el gas. Se hace fluir gas a través del núcleo
y se anota la siguiente información en función del tiempo: petróleo y gas producido y
acumulado, es el descenso de presión a través del núcleo. Los resultados de la
inyección o inundación de gas no son sensibles a la humectabilidad del núcleo, ya
que el gas es siempre la fase no humectable sea cual fuere la condición del núcleo.
Los datos sobre permeabilidad relativa gas-petróleo se usan para predecir la
extracción de petróleo por empuje del gas en solución, por empuje del casquete de
gas o por inyección de gas. Los detalles de los cálculos de la eficiencia de estos
métodos de extracción se presentarán en subsecuentes secciones de este curso.
Aunque las curvas de permeabilidad relativa se tratarán detalladamente más adelante
en otras secciones del curso, ahora se verán brevemente curvas típicas de
permeabilidad relativa referentes a: agua-petróleo y gas-petróleo.
La figura 3.3.A. muestra las curvas de permeabilidad relativa de agua y petróleo para
una arena típica de humectabilidad por agua. Los valores que se muestran son
solamente para un rango de saturación de agua, tomados de agua irreducible, Siw,
hasta la saturación de agua con respecto al petróleo residual, Swr. Tanto el agua
como el petróleo pueden solamente tener permeabilidad dentro de este rango de
saturación. La permeabilidad relativa para el petróleo a la saturación irreducible de
agua Kro(iw), es generalmente alrededor de 1,0. Como el agua es la fase humectante,
ésta cubre la superficie de la roca y llena solamente los poros más pequeños a la
saturación irreducible; por lo tanto, no entorpece significativamente el flujo del petróleo.

De hecho, en algunas pruebas de laboratorio hechas con petróleo de alta viscosidad,
Kro(Swi), se obtuvieron valores más altos que los correspondientes a la
permeabilidad al petróleo a 100 por ciento de saturación de petróleo.
Aparentemente, el agua sobre la superficie de la roca actúa como un lubricante
para el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuye a medida que la
saturación de agua aumenta desde su valor de saturación irreducible (Swi), y llega a
cero al punto de saturación de agua residual, Swr. La permeabilidad al agua aumenta
muy lentamente a medida que la saturación aumenta desde el valor irreducible,
(Swi); para una arena de fortísima humectabílidad por agua, la permeabilidad
relativa al agua al punto de petróleo residual, Krw(or) es solamente del orden de 0,1
a 0.2.
En la fig. 3.3.B. se muestran curvas típicas de permeabilidad relativa para un
sistema donde fluye gas y petróleo. Al principio el gas está presente a saturación
irreducible y por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema. La información
sobre permeabilidad relativa para el gas-petróleo se gráfica versus la saturación total
de líquido. Se muestran curvas de permeabilidad

relativa para la escala de saturación de líquido desde 1,0 a la saturación
residual de líquido, Slr, que es la suma de Siw y la saturación residual de
petróleo. La permeabilidad relativa para el petróleo va desde 1,0 a 100 por
ciento de saturación del líquido hasta cero al valor de Slr, saturación residual
de líquido. La permeabilidad relativa al gas se torna finita a la saturación critica
de gas, Sgc. Esta es la más baja saturación a la cual el gas se transforma en
una fase continua. A medida que la saturación de gas aumenta desde la
saturación crítica, Sgc, la permeabilidad relativa al gas aumenta a un valor
de casi 1,0 al punto de saturación residual de líquido, Slc.
3.1.5. DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO
3.1.5.1 Definición del Contacto de los Fluidos y de las zonas de transición.
La mayoría de los yacimientos están humedecidos por agua y por ello las fuerzas
capilares resisten el desplazamiento del agua por el petróleo. Por otro lado, la
gravedad hace que la presión aumente en la fase petrolífera en comparación con
la fase acuífera a medida que aumenta la distancia por encima del contacto
agua-petróleo. Antes de analizar las fuerzas de gravedad y de capilaridad,
definamos algunos términos comúnmente empleados al tratar la distribución inicial
de los fluidos en el yacimiento.
La figura 3.4 resalta las condiciones iniciales de saturación en un yacimiento
petrolífero típico, con el agua subyacente y casquete a gas suprayacente
respectivamente; muestra también los contactos de los fluidos en un hoyo que
está en equilibrio estático con el yacimiento. Esta figura ayudará a definir estos
términos.
La figura 3.4 muestra la posición de equilibrio estático de los contactos agua-
petróleo y gas-petróleo en un hoyo abierto en el que están presiones capilares.
La figura 3.4 muestra las saturaciones de fluidos en el yacimiento, donde las
presiones capilares son importantes.
Primero, definamos los diferentes contactos agua-petróleo, empezando por la
base del yacimiento:

1. Nivel de Agua libre. Es el nivel de equilibrio del contacto agua-petróleo en un hoyo
abierto (figura 3,4). Al nivel de agua libre en el yacimiento se le asigna cero de presión
capilar y las saturaciones de agua en el yacimiento pueden determinarse por pruebas
de presión capilar de laboratorio.
2. Contacto Inicial Agua-Petróleo. Es el punto más bajo en el yacimiento donde está
presente el petróleo.
Como se muestra en la figura 3.4, este nivel es más alto que el nivel de agua libre.
3. Contacto Agua-Petróleo Producible. Es el nivel más bajo en el yacimiento de donde el
petróleo es producible. Se corresponde con el nivel donde la saturación de petróleo está
justamente por encima del valor irreducible.
4. Contacto Agua-Petróleo de Terminación. Es el nivel más bajo de donde no se produce
agua del yacimiento; corresponde al nivel donde la saturación de agua ha llegado al valor
irreducible.
Los varios contactos definidos anteriormente sirven de base para formular las
definiciones siguientes:
5. Zona Inicial de Transición Agua-Petróleo. Es la distancia vertical entre el contacto
inicial agua-petróleo y el contacto agua-petróleo de terminación.
6. Zona de Transición Productiva de Agua-Petróleo. Esta es la distancia vertical entre el
contacto agua-petróleo producible y el contacto agua-petróleo de terminación. También
es el intervalo del cual se produce agua y petróleo simultáneamente.
7. Agua Innata. Es simplemente la saturación inicial de agua en cualquier punto en el

yacimiento; generalmente decrece con respecto a la altura por encima del contacto
agua-petróleo inicial.
8. Saturación de Agua Irreducible. Esta es la saturación mínima de agua que
puede obtenerse por el desplazamiento del agua por petróleo. El nivel más bajo de la
saturación de agua irreducible es el tope de la zona de transición agua-petróleo.
En el caso de los contactos gas-petróleo, la situación es más sencilla porque la zona de
transición gas-petróleo es general mente tan delgada que puede considerarse que es
cero.
La zona de transición gas-petróleo es más delgada que la zona de transición agua-
petróleo porque el sistema gas-petróleo tiene mayor diferencia de densidad y más baja
tensión interfacial, como se verá más tarde. Así que, solamente se necesitan las dos
definiciones siguientes para clasificar la situación del contacto gas-petróleo.
9. Nivel de Petróleo Libre. Es el nivel del contacto gas-petróleo donde no existe presión
capilar, por ejemplo en un hoyo abierto (figura 3.4)
10. Contacto Gas-Petróleo. Es el nivel del contacto gas-petróleo en el yacimiento.
3.1.6. EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Y PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Los contactos originales de los fluidos pueden determinarse de los perfiles de los
núcleos y de las pruebas selectivas de producción. El aspecto de los perfiles
rebasa el alcance de esta presentación, pero la extracción de núcleos y las pruebas
de producción serán tratadas en detalle.
Determinación de los contactos de los fluidos
Si en un pozo se cortan núcleos con lodo a base de agua, los mismos son
lavados violentamente por el filtrado del lodo, haciendo que las saturaciones de
petróleo se acerquen a la inundación residual de agua. Tales saturaciones
medidas en el laboratorio son aún más bajas debido a las mermas del petróleo
y del gas en solución durante la traída de los núcleos a la superficie. Sin embar-
go, para el intervalo entre el contacto agua-petróleo y el contacto gas-petróleo
son todavía significativamente más altas que en el casquete de gas y en el
acuífero. Por su parte, las saturaciones de petróleo medidas en la zona
petrolífera acusan de 15 a 30%, mientras que saturaciones de 5 a 10% o menos
pueden esperarse en el casquete de gas, y en el acuífero. El contraste entre la
saturación de petróleo en los contactos en vez de las saturaciones absolutas es
el que muestra los contactos de los fluidos.
Antes de pasar a las pruebas de producción para ubicar los con tactos entre
fluidos, revisemos las definiciones de los varios contactos agua-petróleo. La
zona de transición productiva de agua-petróleo es el intervalo vertical entre el

contacto producible agua-petróleo de terminación o punto más bajo de donde
solamente se produce petróleo. En el caso de contacto gas-petróleo, la zona de
transición es tan delgada que puede desecharse. La relación entre la información
obtenida de las pruebas de producción y la posición del contacto agua-petróleo,
se tratará en la próxima sección.
Luego de descubrir un extenso y nuevo yacimiento, se escogen ciertos pozos en
el programa de perforación para hacerles pruebas de producción con la sarta de
perforación, con el objeto de seleccionar el mejor intervalo para la terminación de
los pozos. Las pruebas se inician a una distancie sonable por encima de la zona
de transición agua-petróleo, la cual puede estimarse de los perfiles de otros
pozos. Si la primera prueba muestra petróleo sin agua, el intervalo está por
encima de la zona de transición; entonces, se profundiza el pozo cinco pies y se
aprueba este nuevo intervalo recién abierto. Este procedimiento se repite hasta
que una prueba dé alguna producción de agua. Esto ubica el contacto agua-
petróleo de terminación dentro del último intervalo de 5 pies. La relación agua-
petróleo aumentará a medida que se prueban intervalos más profundos.
Finalmente, se efectúa una prueba por debajo del contacto agua-petróleo
producible dentro del precedente intervalo de 5 pies probado. Aunque los pozos
serán terminados, generalmente, por encima de la zona de transición es
importante conocer el espesor de dicha zona para calcular reservas. Un
programa similar de pruebas puede llevarse a efecto para ubicar el contacto gas-
petróleo en el yacimiento.
Determinación de Saturación Inicial de Agua.
Los núcleos cortados con lodo a base de petróleo ofrecen la oportunidad más
directa para determinar las saturaciones de agua del yacimiento. El procedimiento
es más exacto si las saturaciones de agua están al mínimo irreducible o cerca
de él. El filtrado del lodo lavará los núcleos y tenderá a reducir las altas
saturaciones de agua a la proximidad del valor irreducible. Las saturaciones de
agua medida más arriba del contacto agua-petróleo de terminación deben ser
bastantes exactas, pero las medidas en la zona de transición agua-petróleo
generalmente son muy bajas. El nivel más bajo de saturación fue descrito en la
sección anterior.
Si la salmuera del yacimiento tiene una merma significativa, las saturaciones
de agua calculadas en el laboratorio deben ajustarse tomando en cuenta este
factor.
Por ejemplo, si el factor volumétrico de formación, Bw, de la salmuera es 1,03,
todas las saturaciones determinadas en el laboratorio deben multiplicarse por
1,03 para que den las saturaciones correspondientes al yacimiento. Esta
corrección generalmente será insignificante a menos que la salmuera contenga
cierta cantidad de gas disuelto, el cual causaría un factor volumétrico de
formación extraordinariamente alto.
La saturación inicial de agua para un intervalo de la zona de transición puede

estimarse usando la relación agua-petróleo producida, mediante la aplicación
de la siguiente ecuación:
qW = Krw x µ0 x B0
q0 Kro µW BW
en la que:
qW = relación agua-petróleo producida en condiciones de alma-
q0 cenamiento en la superficie.
Krw = relación de la permeabilidad relativa en el sistema
Kro agua petróleo.
µ0 = relación de la viscosidad petróleo-agua
µW
B0 = relación del volumen de formación en petróleo y agua
Bw
La ecuación (1) puede resolverse para la relación de la permeabilidad relativa agua-petróleo
Krw/Kro, si se conoce la relación agua-petróleo en producción. Luego, con la ayuda de una
curva de relación de permeabilidad relativa para el yacimiento, se puede determinar el
promedio de la saturación de agua para el intervalo probado. Esto, naturalmente, presume
que todos los fluidos producidos proviene del mismo intervalo probado. El procedimiento
para estimar la saturación de agua, partiendo de la prueba de produc ción, se explica con el
siguiente ejemplo:
Ejemplo 1. Cálculo de la saturación de agua del yacimiento por pruebas de producción.
Problema: Calcular la saturación de agua para cada uno de los intervalos de 5 pies
cuyas pruebas de producción se tabulan abajo.
Profundidad del intervalo probado
Pies B.N.M RAPP
BAET/BAET
3755' - 3760' 0,09
3760' - 3765' 0,25
3765' - 3770' 9,00
Para todas las pruebas la relación de viscosidad petróleo-agua en el yacimiento es = 3.6 y la
relación petróleo-agua del factor de volumen de formación es = 1,34. La curva de la relación
de permeabilidad relativa agua-petróleo que se muestra en la figura 3.5 es aplicable al
yacimiento.

Prueba de Producción para Determinar
Sw Fig. 3.5.
Solución:
1. La ecuación (1) puede reordenarse para obtener la relación de
permeabilidad relativa agua-petróleo:
Krw = qw x µw x BW
Kro qo µ0 B0
Sustituyendo la información sobre la viscosidad y los factores
volumétricos de la información, se obtiene:

Krw = qw 1 1 = 0.207 qw
Kro qo 3.6 1.34 qo
2. Tabular los valores de KrW/Kro correspondientes a cada intervalo de producción,
calculados según la ecuación citada previamente.
Profundidad
delintervalo
PisB.N.M. KrW/Kro Sw-%vp
3755'-3760' 0,019 28
3760' - 3765' 0,052 35
3765' - 3770 1,87 66
3. Usando la curva dada para Krw/Kro versus Sw, se puede determinar la saturación
promedio para cada uno de los intervalos de prueba. Estas saturaciones aparecen
en la labia anterior.
El procedimiento demostrado en el Ejemplo 1 está sujeto a las siguientes limitaciones: 1)
el método puede dar saturaciones razonables exactas para yacimientos homogéneos si
las pruebas de producción se hacen con pequeños abatimientos de producción; 2) sí los
abatimientos son demasiados altos, la conificación del agua puede resultar en relaciones
agua-petróleo que no son representativas del intervalo probado. Bajo estas circunstancias
las saturaciones de agua calculadas serán demasiadas altas. En un yacimiento altamente
estratificado, las laminaciones de alta permeabilidad dominarán la prueba de flujo y las
saturaciones calculadas no serán representativas de la totalidad del intervalo probado.

La presión de gravedad calculada usando la ecuación (4) se muestra esquemáticamente
en la figura 3.6B. La misma se define frecuentemente como la presión capilar, ya que es
la presión que hace que el petróleo fuerce al agua de los poros de la roca y es opuesta por
las fuerzas de presión capilar de la roca del yacimiento.
Presión Capilar
La ecuación (4) da la presión capilar que será vencida por la gravedad a un nivel dado
en el yacimiento. Ahora veamos la ecuación que describe la naturaleza de la presión
capilar. Si se toma un tubo cilíndrico donde el petróleo desplaza al agua, la presión capilar
que sostiene al agua en sitio es:
2 σow Cosφ
PC =-----------------
r
en la que:
Pc = presión capilar, dinas/cm2
σow = tensión interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm
r = radio del tubo capilar, cm

φ = ángulo de contacto entre el agua y la superficie del tubo.
Aunque los poros de las rocas de los yacimientos no son tubos cilíndricos, están
envueltos los mismos factores y se puede usar la ecuación (5) para tratar de la
presión capilar en los poros del yacimiento. Ésta será proporcional a la tensión
interfacial entre el petróleo y el agua y al valor de Cos0 que es una medida de la
humectabilidad de agua, en cuyo caso es igual a 0' y Cos0 igual a uno. La ecuación
(5) también destaca que la presión capilar para un poro específico en radio efectivo,
r. Así que, a un nivel dado en el yacimiento, el petróleo invadirá todos los poros
cuyos radios efectivos sean lo suficientemente largos para tener una presión capilar
igual a, o menor que, la presión de gravedad a ese nivel. Los poros más pequeños no
serán invadidos por el petróleo. El radio efectivo de los poros del yacimiento no
puede medirse directamente, pero la presión capilar obtenida de los núcleos puede
usarse, como se explicará más adelante, para estimar las saturaciones de agua en
el yacimiento.
3.1.8. DETERMINACIÓN DE SATURACIONES DE AGUA EN EL YACIMIENTO
USANDO DATOS DE PRESIÓN CAPILAR (Pe)
Las saturaciones iniciales de agua en el yacimiento pueden determinarse por
pruebas de capilaridad hechas a los núcleos extraídos del yacimiento. Las pruebas
de presión capilar relacionan la saturación de agua con la presión capilar. Pero, antes
de usar la información obtenida en el laboratorio para estimar las saturaciones del
campo, la información debe ajustarse a la tensión interfacial de campo y al ángulo
de contacto del fluido.
Por lo tanto, la muestra del núcleo empleada en las pruebas de laboratorio debe
ser representativa de las partes del yacimiento de donde se desean determinar las
saturaciones.

CAPÍTULO 4
ANÁLISIS DE YACIMIENTOS
4.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
La determinación del método óptimo para recobrar los hidrocarburos del yacimiento
esta basada en el tipo de energía disponible en el mismo, la cual permite el
movimiento de los fluidos hacia el pozo productor.
El término "recuperación primaria" se refiere a la producción de petróleo o gas
mediante el uso de su energía natural. Estas fuerzas almacenadas en el yacimiento
pueden estar presentes individualmente o en combinación.
Aunque por lo general es difícil definir claramente el tipo de energía activa durante un
determinado período de la vida productiva de un yacimiento, es recomendable
clasificar los yacimientos de petróleo y gas de acuerdo a los tipos de energía
disponible.
4.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SUB SATURADOS
Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por
encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es
relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por
encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será
igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la
superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las
"fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la
"expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los
depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de
pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en
la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua
intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución
en la presión también origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a
la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional",
puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia
cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la
presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede
ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.
En yacimientos con alta permeabilidad vertical, alto buzamiento, buenos espesores
de arenas y bajas tasas de flujo, esta fuerza puede ser significativa, aunque deberá
actuar contra la retención originada por las fuerzas capilares.
Teóricamente la fuerza de gravedad puede originar factores de recobro de hasta el
80%, produciendo el yacimiento a través de pozos localizados en la parte más baja
de la estructura.

Sin embargo, cuando el "Drenaje por gravedad" no está presente en los
yacimientos subsaturados, la eficiencia de recobro es muy baja y grandes
cantidades de petróleo pueden quedarse en el yacimiento.
La Tabla 5.1. muestra las características básicas de este tipo de yacimiento.
TABLA 4.1.
CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SUBSATURADOS
Características Comportamiento
Presión del Yacimiento Declina rápidamente y se
estabiliza a un valor bajo.
Relación Gas-petróleo producido Pequeña a cero (muy poco gas
o nada es producido con el
petróleo)
Factor de recobro estimado Menor al 5% del POES con
producción primaria
(Tomado de: N.J. Clark, Elements of Petroleum Reservoirs.)
4.1.2. CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
El gas está disuelto en el petróleo en casi todos los yacimientos y proporciona, en
parte, la energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por
debajo del punto de burbujeo, el gas en solución liberado ayuda a empujar el
petróleo hacia los pozos productores. Si el yacimiento inicialmente no tiene un
casquete de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la
energía para la producción de petróleo. En otros casos, el casquete de gas o el
acuífero puede suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución
contribuye en pequeña escala.
Sin embargo, en yacimientos de grueso espesor y con buena permeabilidad vertical,
o en yacimientos con cierto buzamiento, la gravedad puede tener influencias en su
funcionamiento. En estas circunstancias el gas liberado puede desplazarse hacia
arriba para formar un casquete de gas secundario. Con esto no solamente la
energía del gas en solución permanece en el yacimiento, sino que el empuje por
casquete de gas es mucho más eficiente para la producción de petróleo. Por esa
razón, si las condiciones son tales que favorecen el proceso, la producción del
yacimiento debe realizarse con la lentitud que requiere la formación del casquete
secundario de gas.

El mecanismo clásico de extracción por empuje de gas en solución es muy
ineficiente y no debe permitirse que se desarrolle a ningún grado significativo. La
razón por la cual estudiamos el mecanismo es para que pueda ser reconocido bien
temprano en la vida del yacimiento, de manera que puedan formularse planes para
mantener la presión del mismo. Si se permite que la presión continúe declinando,
se le hará daño irreparable al yacimiento.
La extracción por el empuje de agua, es mucho más alta si la inundación se empieza
mientras la presión del yacimiento está todavía no muy por debajo del punto de
burbujeo. La declinación de la presión causa que el petróleo en el yacimiento
merme, lo que significa que no pueden producirse más barriles de petróleo y que
sean atrapados para una saturación residual del mismo. Además, a medida que la
presión del yacimiento decae por debajo del punto de burbujeo, la viscosidad del
petróleo aumenta y se favorece una menor eficiencia del desplazamiento por empuje
de agua.
Los campos petroleros que producen por empuje de gas en solución, tienen por
característica un aumento rápido de la relación gas-petróleo y una rápida declinación
de las tasas de producción. Generalmente, se produce poca o ninguna agua. Las
características con base en la producción de petróleo acumulada, se muestran en
la Figura 5.1. La relación gas-petróleo (RGP) es constante hasta que la presión llega
al punto de burbujeo, luego declina ligeramente hasta que la saturación llegue a sus
puntos de equilibrio. Esta declinación de RGP generalmente no se observa en la
totalidad de los datos de producción debido a que los pozos se encuentran en
variadas etapas de agotamiento.
Después de lograrse el equilibrio de la saturación de gas, se produce gas libre y la
RGP se incrementa rápidamente hasta que el campo se aproxima al agotamiento de
la presión. Este crecimiento resulta del continuado aumento de la saturación de
gas, del incremento en la permeabilidad relativa al gas y de la decreciente
permeabilidad relativa al petróleo. Finalmente, cuando la presión del yacimiento llega
a muy bajos valores, la RGP disminuye. Aunque en el flujo del yacimiento la RGP
continúa aumentando a bajas presiones, Bg crece tanto que la RGP en la superficie
disminuye.
La Tabla 4.2. muestra un resumen de las características más importantes para
este tipo de yacimientos.

TABLA 4.2
CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
Presión del Yacimiento Declina en forma rápida y continua.
Relación Gas-Petróleo producido. Primero es baja, luego aumenta
hasta un máximo, por último declina.
Comportamiento de los pozos Requieren levantamiento artificial
temprano en la vida productiva.
Factor de recobro estimado. 5 al 30 por ciento del POES
(Tomado: N.J: Clark, Elements of Petroleum Reservoirs).

4.1.3. CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS BAJO EMPUJE POR CAPA DE GAS.
En un yacimiento bajo empuje por capa de gas, la zona petrolífera tiene un área
suprayacente de gas debido a que la cantidad total de gas en el yacimiento fue
demasiada como para ser retenida en solución por el petróleo a la presión existente
en el yacimiento.
Cada barril de petróleo está saturado de gas; el resto, llamado gas libre, emigra
hacia los puntos estructurales más altos en el yacimiento porque es más liviano que
el petróleo. El contacto gas-petróleo es siempre moderado, pero agudamente
delineado por una zona de transición que cubre solamente unos cuantos pies o
menos.
Según la geometría del yacimiento, puede ser que la capa de gas cubra casi toda la
zona petrolífera o solamente una parte de ella (fig.5.2..
En el yacimiento A la capa de gas cubre la mayor parte de la zona petrolífera. Esto
es similar a un empuje por agua y la conificación en los pozos puede ser un problema
serio durante toda la vida productiva del yacimiento. El yacimiento B es similar a un
empuje de agua desde el flanco en el que los pozos serán invadidos a medida que
el contacto gas-petróleo avanza hacia ellos.

4.1.3.1.FORMACIÓNDEUNACAPASECUNDARIADEGAS
Algunos yacimientos que originalmente no contienen una capa de gas pueden
desarrollarla durante su historia de producción.
Estas capas secundarias son el producto de la migración del gas en solución
liberado que se mueve hacia la cresta de la estructura. En yacimientos de
grueso espesor y alta permeabilidad, o yacimientos de buzamiento muy
pronunciado, mucho del gas liberado puede ser efectivamente utilizado. La
figura 5.3. indica cómo el gas liberado se puede mover en el yacimiento para
formar una capa de gas secundaria.
La tasa a la que puede formarse una capa secundaria de gas está limitada por la
cantidad total de gas en solución que haya sido liberada en el yacimiento y por la
tasa de drenaje de petróleo de las áreas de la cresta. Como se muestra en la
figura 5.3,una zona delgada y de alta saturación de gas, cerca del tope de la
formación puede proveer un camino para que el gas liberado llegue a la cresta de
la estructura; naturalmente que para ello se requiere una cierta permeabilidad
vertical. La saturación de gas en la totalidad del yacimiento puede estar
ligeramente por encima de la saturación de equilibrio bajo estas condiciones.
Movimiento del gas liberado desarrollando una capa de secundaria de gas

Como el gas necesita moverse solamente a cortas distancias para llegar a la zona
de alta saturación de gas, es suficiente una baja permeabilidad al gas para la mayor
parte del yacimiento. Si el gas tiene que moverse buzamiento arriba a lo largo de
los planos del yacimiento, la saturación del mismo en todo el yacimiento tendría que
ser tan alta como para tener suficiente movilidad para desplazarse por estas largas
distancias. Bajo esta última condición la mayor parte del gas se movería hacia los
pozos productores y sería producido como si fuese parte del clásico yacimiento
bajo empuje de gas en solución.
Cuando se trata del desarrollo de un yacimiento que tiene el potencial de formar un
casquete secundario de gas, deben escogerse cuidadosamente los intervalos para
la terminación de los pozos. Estos no deben ser terminados en intervalos que
contengan el tope de la formación y la cresta de la estructura. Una buena
planificación para la terminación de los intervalos escogidos evitará la excesiva
producción de gas y permitirá lograr el máximo beneficio de la presencia de un
casquete secundario de gas.
Aun más, si los pozos terminados cerca de la cresta de la formación producen a
una relación gas-petróleo mucho más alta que los otros pozos, deberían cerrarse
para evitar la pérdida de energía y permitir que se forme un casquete de gas.
La tabla 5.3. muestra las características más sobresalientes de este tipo de
yacimientos:
TABLA 4.3
Presión del yacimiento Disminuye despacio y en forma
continua en los pozos altos en
estructura.
Relación gas-petróleo
producido.
Aumenta en forma continua en le
pozos altos en la estructura.
Comportamiento de los
pozos.
Larga vida productiva (depende del
tamaño de la capa de gas).
Factor de recobro estimado 20 al 40% del POES
(Tomado: N.J. clark, Elements of Petroleum Reservoirs).

4.1.4. CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE AGUA
Un yacimiento de empuje de agua es uno en el que la fuente predominante de
energía para producir el petróleo es el avance del agua procedente de un
acuífero colindante. Si otra fuente de energía suple una cantidad significativa de la
energía total que impulsa la producción de petróleo, se considera que el
yacimiento está bajo un empuje combinado. Tal es el caso, de un yacimiento bajo
empuje de agua que contenga un casquete de gas, bien sea primario o
secundario.
El empuje por gas en solución podría tener una muy limitada participación en el
yacimiento bajo empuje de agua, pero si tal empuje es importante, entonces el
yacimiento sería uno de empuje combinado.
4.1.4.1. FUENTES DE ENERGÍA
La fuente primaria de energía de yacimiento de empuje de agua es la
expansión de la roca y del agua en un acuífero que suple la afluencia del
agua hacia el yacimiento. En algunos casos el acuífero es reabastecido
por aguas desde la superficie, por lo que la afluencia no es enteramente
obra de la expansión.
El empuje de agua puede proceder del flanco o de más abajo del
yacimiento. La figura 5.4 muestra la diferencia en geometría entre un
empuje desde el flanco y un empuje desde el fondo.
Tipos de empuje de agua

La expansión del petróleo contribuye a la energía que impele la
producción, ya que la presión del yacimiento debe caer antes que
empiece la afluencia del agua. Ella es también lo más importante al
comienzo de la vida del yacimiento, cuando la tasa de la caída de presión
es más alta.
La figura 5.5 muestra la curva de presión versus tiempo para un yacimiento
típico bajo empuje de agua.
Tiempo Produciendo Fig.4.5.
4.1.4.2. CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO
Para un acuífero fuerte, la tasa de afluencia de agua aumenta a medida
que la caída de presión total se hace más grande.
Esto tiende a reducir la tasa de caída de presión como se muestra en la
figura 5.5. Aunque la historia de presión real depende de la tasa de
producción y de las características del acuífero, no está fuera de lo común
que un yacimiento por empuje de agua llegue a un punto en el que la caída
de presión sea muy lenta.

Otro factor que tiende a disminuir la tasa de la caída de presión es la evaluación de
gas a presiones por debajo del punto de burbujeo. Un yacimiento bajo un empuje
efectivo de agua tiene como características un alto grado de mantenimiento de la
presión y una alta eficiencia de extracción.
La presión original del yacimiento está generalmente muy cerca de la presión
hidrostática correspondiente a la profundidad del yacimiento. La relación gas-
petróleo durante la producción permanecerá baja, con frecuencia cerca de la
relación original gas en solución-petróleo.
Si la presión cae por debajo del punto de burbujeo, la RGP puede aumentar
ligeramente, pero a medida que la presión se nivela la RGP decrece. Una vez que
empieza la producción de agua, se incrementa continuamente hasta el
agotamiento.
4.1.4.3. REQUERIMIENTOS PARA EMPUJE DE AGUA EFECTIVO
Los estudios geológicos deben evaluar el tamaño y la forma del acuífero, e
identificar otros yacimientos en la cuenca que compartan un acuífero común.
Cuando esto suceda deben hacerse estudios de evaluación de interferencia de
presión entre los yacimientos. No tiene nada extraño que el comportamiento de la
presión de pequeños yacimientos en una cuenca esté dominado por la
producción de los grandes yacimientos que se abastecen de grandes volúmenes de
agua de la cuenca.
La tasa de producción que se puede mantener en un yacimiento por empuje de
agua depende de la fuerza y del tamaño del acuífero. Si a éste le falta la potencia o
el tamaño para mantener la presión del yacimiento a niveles deseados, la práctica
moderna es unificar e inyectar agua para mantener la presión. Por ausencia de la
inyección de agua la presión podría decaer a niveles a los que no se podría
mantener la deseada tasa de producción. Además, el desplazamiento de petróleo
por agua a bajos niveles de presión es menos eficiente a medida que el petróleo
merma y se torna más viscoso, debido al desprendimiento del gas en solución.
Como caso típico, la pérdida en extracción, debida a la merma y al aumento de
viscosidad, es de aproximadamente 0,25% por ciento por 100 Ipc de disminución
de presión en el frente de agua. Así que la TME (tasa máxima eficiente) del
yacimiento depende en parte del nivel de presión al cual el acuífero puede abastecer
agua.
Obviamente, para determinar la tasa óptima y el nivel de presión a los cuales debe
producirse agua de un yacimiento bajo empuje de agua, es necesario hacer
estudios detallados del yacimiento. Los aspectos económicos deben ser
considera dos. Los estudios demuestran, con frecuencia, que se obtiene más
extracción impulsando más agua a través del yacimiento si los pozos y las
instalaciones son diseñadas para tasas más altas, debido a que pueden producir a
un porcentaje más alto de agua, antes de llegar al límite económico.

4.1.4.4. EFICIENCIA DE LA EXTRACCIÓN EN CAMPO
En los campos, las evaluaciones hechas sobre la eficiencia de extracción han
demostrado que su valor está entre 30 y 80 por ciento. Los datos de extracción de 70
yacimientos bajo empuje de agua fueron analizados por el API y compilados en el
informe A.R.I Bulletin D - 14 octubre de 1967. La siguiente ecuación, para la
eficiencia de la extracción basada en el porcentaje de petróleo en sitio, dio el
mejor ajuste de conformidad con los datos:
φ
(1
- swi
)00422
(Kµ wi) 0.077
RE= (54.898) ------------ -----------
Boi µ oi
(Swi) -0.1903
(Pi/Pa)-0.2159
en la que el subíndice "i" se refiere a las condiciones iniciales en el yacimiento y el subíndice
"a" se refiere a las condiciones de abandono.
La eficiencia de extracción es más alta para una alta permeabilidad y una baja relación de
viscosidad de agua-petróleo que sea consistente con la ecuación de flujo fraccional
Obviamente, la eficiencia de la extracción está íntimamente relacionada con las
características de la permeabilidad relativa del yacimiento, pero este tipo de información no
estuvo disponible para el estudio del API. Como se mencionó antes, la tasa de producción
puede también afectar la extracción, pero este factor tampoco fue considerado. Las
extracciones individuales para muchos campos variaron ampliamente con-respecto a las
extracciones calculadas utilizando la ecuación (1) Probablemente esto se deba a la omisión de
la permeabilidad relativa y a la tasa de producción.
Una ecuación correlacionada como la ecuación (1) debe usarse con extremo cuidado, ya
que la extracción pronosticada para un yacimiento específico podría estar seriamente
errada. Como información significativa, el yacimiento promedio bajo empuje de agua mostró
una eficacia de extracción del 51 por ciento y quedó una saturación de petróleo residual del
33 por ciento al agotamiento.
La tabla 4.4. muestra las características más importantes de este tipo de empuje.

TABLA 4.4
CARACTERÍSTICAS TÍPICAS DE LOS
YACIMIENTOS CON EMPUJE DE AGUA
Presión del yacimiento Permanece alta
Relación Gas-petróleo
producido
Permanece baja
Producción de agua Comienza temprano en la vida pro-
ductiva y aumenta considerable-
mente.
Comportamiento de los pozos. Flujo natural hasta tanto la producción
de agua es excesiva.
Factor de recobro. 35 al 75% del POES
4.1.5. YACIMIENTOS CON "EMPUJE COMBINADO"
Los mecanismos de producción en la mayoría de los yacimientos son una
combinación de los mencionados anteriormente. Tales mecanismos pueden
estar activos en forma simultánea o en forma secuencial, y es importante su
determinación para optimizar la explotación del yacimiento.
4.2. EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN - PRESIÓN
4.2.1. INTRODUCCIÓN
Para la evaluación global de un yacimiento, es necesario realizar una serie de
análisis que permitan identificar, caracterizar, definir y describir el
comportamiento individual de los pozos o de un grupo de ellos, y su
interrelación e impacto en el yacimiento general del yacimiento/área bajo
estudio.
Este análisis permite la identificación de los mecanismos de producción
predominantes, la presencia de límites, irregularidades en el proceso de
fluidos/roca ya identificadas en procesos previos y la estimación de la
distribución de los fluidos en el yacimiento.

Los resultados de la integración del análisis efectuado son de gran utilidad en el
"monitoreo" continuo del comportamiento de los yacimientos, tanto de recuperación
primaria como de aquellos sometidos a procesos de recobro adicional. Asimismo,
constituye un insumo que puede explicar determinados comportamientos de un
yacimiento en particular, así como también optimizar el estudio de los mismos por
técnicas convencionales y/o de simulación numérica.
Cabe destacar que la diversidad de problemas inherentes al avance de fluidos,
comportamiento de producción/inyección y condiciones mecánicas de los pozos,
imposibilita la aplicación de un proceso único para dichos análisis. Sin embargo, se
trata de dar una guía sobre el análisis de los problemas mencionados, en una forma
general, de tal manera que el mismo pueda adaptarse a cada situación en
particular.
4.2.2. PROCESO
El flujograma del proceso de análisis individual de pozos en el contexto del
yacimiento, se presenta en la figura 5.6 y los detalles de cada una de las etapas se
a. VERIFICACIÓN/IDENTIFICACIÓN DE LOS POZOS BAJO ESTUDIO
El análisis individual puede realizarse a un grupo de pozos, si se quiere
solventar algún problema en particular en un área específica del yacimiento; tal es
el caso de procesos de recobro secundario por patrón de
inyección/producción.
Sin embargo, generalmente se hace necesaria la inclusión de todos los pozos que
han producido de la acumulación en particular, ya que cada punto de drenaje
aportará información relevante para la comprensión del comportamiento
histórico del yacimiento.
Hay que señalar, que es posible que se requiera incluir, en esta selección,
pozos vecinos no pertenecientes al yacimiento, con la finalidad de aclarar
dudas que puedan surgir sobre los límites del mismo.

Análisis individual de pozos en el contexto del yacimiento
b. GENERAR GRÁFICOS/FIGURAS DE SOPORTE
La utilización e interpretación de material gráfico que ilustre el comportamiento
de pozos individuales y/o del yacimiento, constituye la pieza fundamental en el
análisis por efectuar.
La tabla siguiente señala la utilidad que pueden tener estos gráficos.

TABLA 4.5
Gráficos por pozos individuales.
Descripción Utilidad
Comportamiento de pro-ducción
(BPPD, RGP, % AyS, fluidos
acumulados vs. tiempo).
Obtener indicios de mecanismos de
producción. Efectos de regulador de
producción (MEM, Mercado).
Índices de distribución correcta di
producción.
Potenciales iniciales/actuales
Intervalos abiertos a pro-
ducción Vs. tiempo.
Agotamiento diferencial por
unidad/subunidad.
Efectividad de trabajos de RA/RC )
menores, estimulaciones.
Indicios de comunicación vertical.
Comportamiento de
fluidos inyectados vs.
tiempo (tasa diaria/
acumulados)
Información sobre posible daño.
Indicios de comunicación mecanicé de
pozos.

TABLA 4.6 Gráficos de yacimiento
Descripción Utilidad
Comportamiento de pro-
ducción (BPPD, RGR % Ays,
fluidos acumulados vs.
tiempo).
Indicación del estado de agota-
miento del yacimiento.
Mecanismo de producción predo-
minante.
Comportamiento pozo
modelo vs. tiempo.
Definir declinaciones.
Establecer pronósticos de producción.
Profundidad vs. área
(indicando posición de los
pozos).
Posición inicial/actual de fluidos
Áreas por drenar.
Comportamiento de presión vs.
tiempo/prod. acumulada.
Diferenciar acumulaciones. Agotamiento
por unidad de presión.
Estimación de reservas a presión de
abandono.
Propiedades PVT (Bo, Rs, Bg)
vs. presión (presión de
burbujeo vs. profundidad).
Corroborar variaciones de propie-
dades de fluidos con profundidad.
- Diferenciación área de acumula-
ciones. Establecer condiciones de la
acumulación.

4.2.3. ANÁLISIS INDIVIDUAL POR POZO
Cada pozo que se seleccione como parte integrante de un estudio, debe ser
analizado para establecer las características del mismo y así lograr explicar/justificar
su comportamiento con respecto a los pozos vecinos, para más tarde procesar la
integración al yacimiento.
El análisis por pozo se ha dividido en tres categorías, dependiendo del resultado que
se obtenga al revisar la información disponible. De ninguna manera se trata de
mostrar que constituyen sucesos independientes o que alguna antecede a la otra;
simplemente constituye una distinción a manera de paso inicial. Las mismas se
mencionan a continuación:
1. Comportamiento de producción
2. Movimiento de fluidos
3. Comportamiento de presión
1. Comportamiento de producción
El comportamiento de producción de los pozos/yacimiento debe ser analizado
tomando en consideración lo siguiente:
Tasa neta de petróleo por día: En este comportamiento se deben
analizar incrementos/caídas abruptas de la tasa de producción.
Estas variaciones pueden tener su origen en cambios de reductores,
trabajos de reacondicionamiento mayores/menores, cambios/adición de
zonas de completación, trabajos de servicios, estimulación y/o medidas
de producción erróneas.
A nivel de yacimientos (comportamiento pozo modelo) se debe realizar el
cálculo de la declinación de producción, para su posterior uso en la
realización de los pronósticos de potencial
Relación gas/petróleo de producción: La RGP de los pozos individuales
debería ser más o menos igual para todos los pozos del yacimiento,
constante y aproximadamente igual al valor de laboratorio de la relación
inicial de gas en solución /petróleo (Rsi) hasta la presión de burbujeo. Sin
embargo, al analizar individualmente los pozos se pueden apreciar
variaciones

de la RGP, dependiendo de la posición estructural de éstos, del buzamiento del
yacimiento y del efecto de segregación gravitacional asociado que permite el
avance del gas hacia el tope de la estructura, una vez alcanzada la presión de
burbujeo y la saturación de gas crítica en la zona de influencia de un pozo en
particular.
Generalmente, al alcanzarse la presión de burbujeo el incremento de la RGP de
producción es apreciable, La medición de la RGP se hace aun más importante, al
encontrarse el yacimiento sometido a un proceso de recuperación adicional
mediante inyección de gas y evitar, en muchos casos, el reciclaje del gas inyectado.
Por último, se hace necesario mencionar que frecuentemente esta variable está
muy ajustada al realizar un estudio de ingeniería de yacimientos, ya que la
medición del gas se hace imprecisa debido al descalibraje de los instrumentos y a la
precisión en la medida de la tasa de producción de petróleo.
Porcentaje de agua y sedimentos: La existencia de valores significativos del corte
de agua en un pozo en particular, debe explicarse a la luz de los siguientes factores:
i) existencia de un empuje hidráulico y posición estructural del pozo con relación a
la del contacto de agua / petróleo original y a la del frente actual del agua en el
yacimiento; ii) posibilidad de comunicación mecánica, a través del pozo, con
yacimientos inundados por agua y/o arenas acuíferas. El gráfico de profundidad v.s.
área que indica la posición de los pozos y el uso de secciones/paneles
estratigráficos es de gran ayuda en la visualización de la posición de los frentes de
invasión.
Por último, en el análisis del comportamiento de producción, es importante que
durante la realización de éste no se deje a un lado información acerca de presión de
cabezal/línea de flujo, y del número de pozos abiertos a producción, con o sin
levantamiento artificial, pues complementan el comportamiento histórico observado
en cada uno de los pozos.
2. Movimiento de fluidos
La idea básica en este análisis es estimar, con base en la tasa de producción, RGP y
corte de agua de cada pozo, la distribución de los fluidos en el yacimiento en una fecha
en particular.
Las herramientas para este análisis las constituyen el mapa de producción y el gráfico de
profundidad v.s. área, las cuales indican la posición de los pozos, complementados con las
secciones y/o paneles estratigráficos y mapas de calidad de yacimientos.
Del análisis se deben obtener como resultado ideas claves y soportables técnicamente
acerca de avances preferenciales de fluidos, grado de agotamiento por unidad/subunidad
que se están explotando, áreas aún por drenar o pobremente drenadas, y en consecuencia,
recomendaciones sobre trabajos mayores/menores y perforación adicional que permitan
mejorar el drenaje/barrido del yacimiento. Asimismo, se deberán establecer acciones en
cuanto a mejorar el perfil y el patrón de inyección, en caso de yacimientos sometidos a
procesos de recuperación suplementaria.

3. Comportamiento de presión
El análisis en esta etapa se debe concentrar en justificar, con base en el
comportamiento de producción, la ubicación del pozo, el estado mecánico y la
distribución de los fluidos en el yacimiento, y el comportamiento de presión
observado en cada pozo individual.
Basándose en los resultados del análisis anterior se debe verificar que todos los
pozos ubicados en una misma área del yacimiento con tendencia de presión
diferente, tengan justificación similar a su comportamiento de presión.
Finalmente, y con base en la tendencia de presión observada en cada área del
yacimiento, se debe inferir cuáles son los mecanismos de producción
prevalecientes en cada una de ellas y en el yacimiento como un todo.
4.2.4. INTEGRACIÓN DE RESULTADOS INDIVIDUALES
La etapa final de este proceso lo constituye la integración e interpretación de todos
lo resultados individuales en el contexto macro del yacimiento; esto es, al proceso
intrínseco natural o artificial de explotación del mismo, así como a su configuración
estructural y sedimento-lógica.
Durante las etapas previas se han debido obtener conclusiones preliminares y
ciertas recomendaciones que durante esta integración deben ser resueltas o encontrar
la explicación más consona con las condiciones de producción del yacimiento en
particular.
Como resultado de todo este análisis se debe mostrar el estado de agotamiento del
yacimiento, el cual debe incluir potencial alcanzable de los pozos/yacimiento, niveles
de presión de fondo, posición actual de los frentes de fluidos, las áreas aún por
drenar y la correspondiente actividad preliminar de reparación/perforación, la cual
será validada posteriormente en los subsiguientes procesos de balance de materiales
y/o simulación numérica.
4.2.5. DOCUMENTAR RESULTADOS
En esta etapa se debe plasmar todo lo observado, las conclusiones y las
recomendaciones pertinentes a los pozos individuales, al yacimiento y/o área en
estudio, con especial énfasis en lo relativo a recompletaciones,
reacondicionamientos, servicio a pozos y/o perforación adicional.
La documentación de este proceso debe incluir todos los aspectos
mostrados en las etapas anteriores e indicar las incertidumbres remanentes,
explicar el impacto (mediante sensibilidades) que podría tener la solución de

dichos problemas, la justificación de adquirir información adicional o indicar
que la solución podría encontrarse en etapas posteriores del estudio del
yacimiento. De igual manera, deben mostrarse todos lo gráficos, figuras y
tablas que soporten lo expuesto en el texto.
4.3. CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
4.3.1. FUNDAMENTOS.
Las decisiones gerenciales sobre planes de inversión y desarrollo en la
industria petrolera se basan en las comparaciones entre el costo de la
inversión y el flujo de caja resultante de la producción de petróleo y/o gas.
Para lograr este objetivo el ingeniero debe proveer información sobre las
reservas recuperables, para lo cual utiliza los datos de producción de los
fluidos y de la roca en la obtención de dichos estimados. La calidad y
exactitud de la estimación de reservas dependen de los datos utilizados para
obtenerla y del manejo de la información disponible por el estimador.
Entre los métodos dinámicos de cálculo en Ingeniería de Yacimientos, se
tienen las curvas de declinación de producción, las cuales proveen los
estimados de reservas confiables dado que sólo se aplican cuando se tiene
suficiente información de producción. Estos estimados están basados en la
extrapolación del comportamiento de la curva de producción. Por lo general,
se seleccionan la producción acumulada y el tiempo como las variables
independientes, en el eje de las abscisas para graficarlas. Cualquier
característica de producción puede ser seleccionada como variable
dependiente. Para los propósitos de extrapolación esta variable debe ser una
función de la variable independiente y debe variar de una manera uniforme y
definible.
Para obtener un estimado de las reservas remanentes o de la vida productiva
remanente del yacimiento, se procede así: se grafican en el eje de las
ordenadas los valores de la variable dependiente (la cual varía en forma
continua), y en el eje de las abcisas los valores de la variable independiente;
luego se extrapola gráfica o matemáticamente, el comportamiento aparente.
Por lo general se utiliza como variable dependiente la tasa de producción de
petróleo, la presión o la fracción de agua producida.
El procedimiento de extrapolación es de naturaleza empírica, pero
representa al sistema que se está analizando. Si el sistema no se afecta
significativamente debido a algún cambio en las operaciones del yacimiento,
este método da una representación razonable del comportamiento futuro.
La extrapolación de las curvas de declinación debe realizarse con cautela
cuando se utiliza la información de un pozo; es decir debe cuidarse que el
comportamiento resultante no se encuentre afectado por deposición de
asfáltenos, cera, arenamiento, daños mecánicos en el pozo o conificación de
gas y/o agua.

En resumen, se supone que las operaciones que se están realizando durante
el período de producción continuarán en el futuro, y que cualquier cambio
en el manejo del yacimiento, como inyección de fluidos o perforación de
pozos interespaciados, invalidará la extrapolación.
Las curvas de declinación de producción constituyen el método más usado en
la estimación de reservas recuperables. Su base fundamental es la propia
producción del yacimiento o pozo y se aplica frecuentemente debido a su
simplicidad y celeridad para obtener los resultados.
Su única suposición es la siguiente: "Todos los factores que han afectado al
yacimiento en el pasado, lo seguirán afectando en el futuro."
En Venezuela este método es ideal porque:
1. Los yacimientos son grandes y sus períodos de vida son extensos.
2. No existen restricciones severas en las tasas de producción por parte del
Ministerio de Energía y Minas.
4.3.2. MÉTODOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS.
El estudio de la declinación de producción de un yacimiento o pozo en particular
puede hacerse según dos procedimientos:
a. Método gráfico
b. Método matemático.
4.3.2.1. Método gráfico
El mismo consiste en lo siguiente:
a) La vida del yacimiento se representa gráficamente en diferentes
tipos de papel (normal, semilog, etc), para obtener la curva más
sencilla que se utilizará. El objetivo es obtener una línea recta que
permita hacer extrapolaciones y así poder inferir las predicciones
respectivas.
b) Una vez determinada la representación gráfica más conveniente, se
efectúan las correspondientes extrapolaciones (predicción) hasta las
condiciones de abandono.
Esta extrapolación puede realizarse hasta el agotamiento físico del
yacimiento y/o pozo, pero se utiliza un límite económico que se puede
calcular con facilidad conociendo los costos de operación. Dicho límite

es la base para calcular el abandono de un yacimiento, y es un
factor variable y particular de cada yacimiento.
C (Bs/Pozo/Mes) C(bn/Día)/pozo
L.E. =------------------------------------- =---------------------------
p(Bs/bn)* 30.4(Dias/Mes) p * 30.4
Donde: C = costo de producción por pozo/mes
p = entrada neta por bn de petróleo producidos (deducidos los
impuestos).
4.3.2.2. Método matemático
Por medio de este método se trata de encontrar una expresión matemática con base
en la información disponible hasta la fecha) para luego utilizar dicha expresión para
predecir (reservas existentes, tiempos de abandono, etc). Es el mismo método
gráfico, pero se trata de obtener la mejor recta (u otra curva) que pase a través de
los puntos dados.
Para hallar esta mejor línea se utilizan diferentes métodos estadísticos, entre los
que tenemos:
a) Método de la pendiente - intersección
Consiste en trazar una recta cualquiera a través de los puntos graficados y,
entonces, determinar su pendiente y su intersección con el eje Y. Estos
valores definen la ecuación de una recta.
b) Método de los puntos notables.
De la información disponible ya graficada se determinan aquellos puntos que,
posiblemente y en relación con la gran mayoría, presentan error (muy
distinto de las posibles soluciones); y con los puntos que se estima que no
tienen error se determina la ecuación de la línea recta.
c) Método de los promedios.
Considera a los puntos que están por encima de la recta como una
serie de puntos, y a los que están abajo como otra serie de puntos.
Por ejemplo:

Sea la ecuación buscada y trazada en la figura
Y = mX + b
Siendo n1 = número de puntos por encima
n=1 m
Σ Y1 = m Σ Xi + m b
1=1 1=1
n2 = número de punto por debajo
n = 2 n2
Σ Y1 = m Σ Xi + n2 b
¡=1 ¡=1
La solución simultánea de (4) y (5) permite hallar m y b y con ellos
la ecuación (3)
d) Método de los mínimos cuadrados
Este método se describe ampliamente en la bibliografía
4.3.3. TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN
Las curvas de declinación de producción, por lo general, grafican la tasa de
producción en función del tiempo o producción acumulada. La más usada es la de
tasa de producción/tiempo.
Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción:
Exponencial, Hiperbólica y Armónica. En las figuras 5.7 a 5.12 se presentan los
comportamientos cualitativos de estas curvas, representadas en papel de
coordenadas cartesianas, papel semilog y papel log- log.
Del análisis de un gran número de curvas de declinación se ha encontrado que la
mayoría de las curvas presentan características de hiperbólica, mientras que la
armónica es poco frecuente. El advenimiento de las computadoras ha hecho posible
desarrollar programas que permiten ajustar los comportamientos de producción
mediante procedimientos de regresión, y extrapolar las ecuaciones encontradas por
mínimos cuadrados para realizar las predicciones. Dado que la extrapolación de la
curva hiperbólica se hace asintótica al eje horizontal, se debe tener cautela en las
predicciones, pues pueden resultar optimistas. En la práctica se utiliza la
extrapolación exponencial como una extensión a la declinación hiperbólica hasta el
límite económico.

En yacimientos con empuje hidráulico o en yacimientos sometidos a inyección de
agua, se gráfica la relación agua / petróleo en función de producción acumulada o
petróleo recuperado como una fracción del POES, en papel semihilo.
Esta curva aparecerá como una línea recta, la cual puede extrapolarse a un valor de
relación agua/petróleo máxima para de esta manera obtener el recobro al límite
económico.
En la tabla 1 se muestran las ecuaciones correspondientes a cada uno de los tipos de
declinación descritos.

Curvas de declinación de taza de producción vs tiempo (cood. Cart)

Curvas de declinación de taza de producción vs tiempo (semi-log)
Curvas de declinación de taza de producción vs tiempo (log log)

Curvas de declinación de taza de producción vs producción acumulada(coord.cart)
Curvas de declinación de taza de producción vs producción (semi-log)

Curvas de declinación de taza de producción vs producción (log-log)
4.3.4. FACTORES QUE AFECTAN LAS CURVAS DE DECLINACIÓN
Entre los muchos factores que afectan las curvas de declinación están los siguientes:
1.- Períodos desiguales. 2.- Cambio en la productividad de los
pozos. 3.- Terminación (completación) de nuevos pozos. 4.-
Interrupción de los programas de producción. 5.- Veracidad
de la información disponible. 6.- Prorrateo
Existen otros factores que no pueden ser evaluados, pues se considera que su
acción es constante todo el tiempo y afectan siempre del mismo modo al
comportamiento de las curvas de declinación.
1. Períodos desiguales entre pruebas.
Las pruebas de tos pozos, mediciones, etc., no se efectúan en los pozos
considerando los mismos lapsos entre prueba y prueba, lo que hace que los
promedios entre diferentes tiempos no estén bien ponderados. Lo ideal es
efectuar siempre las pruebas en lapsos iguales y simultáneamente todos los
pozos al mismo momento. Este es un factor que no afecta mucho al estudio de
la declinación.
2. Cambio de productividad en los pozos.
La producción de los pozos tiene una declinación natural. Cuando en
determinados pozos llega a valores bajos, se someten a reparaciones con el
objeto de incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos
cambios no se pueden tomar en cuenta, porque no se puede predecir cuando
ello ocurrirán.
3.- Completación de nuevos pozos.
Al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento se incrementará. En este
caso no se podrá extrapolar la curva porque no se sabe si la declinación de producción
continuará según la misma ley de comportamiento.
4.- Interrupción de los programas de producción
Cuando dentro de la vida productiva de un yacimiento existen cierres de producción
(total o parcial) por razones de carencia de mercados, problemas en los equipos de
superficie, etc, al reactivarlo se desconocerá su nueva tasa de producción (por lo
general hay aumento).
Además, se desconoce si se continuará con el mismo comportamiento anterior al
cierre. Esto causa notables problemas en el estudio de las curvas de declinación. Una

ayuda para resolverlos es conocer los mecanismos de producción del yacimiento, lo
cual permitirá fijar criterios al respecto.
5.- Veracidad de datos.
Cuando no se tiene certeza sobre la información disponible con respecto al
comportamiento de un yacimiento. Este caso es frecuente en campos donde no se
conoce la metodología utilizada para obtener las mediciones
6.- Prorrateo
Es un factor poco importante en Venezuela. En muchos países se restringe la tasa de
producción mediante leyes expresas, por lo cual los yacimientos no producen a su
verdadero potencial y, en consecuencia, no se puede trabajar con las curvas de
declinación hasta estar seguros de que comienza una verdadera declinación.
Ventajas del método gráfico
En general, lo que se persigue con el método gráfico es encontrar, ' en algún tipo de
papel (normal, semilog, log-log, hiperbólico, etc),
que el comportamiento siga una línea recta. Esto tiene una ventaja inmediata: manejo
fácil y rápido. Su uso es recomendable cuando no se requiere mucha precisión, ya
que tiene como desventaja el que a través de los puntos se pueden trazar muchas
rectas.
4.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SOMETIDOS A INYECCIÓN
CONVENCIONAL (GAS Y/O AGUA).
En los yacimientos petrolíferos de crudo liviano existen dos maneras convencionales
de suplementar la energía natural: Inyección de agua y/o gas. Las características
fundamentales que deben cumplir estos yacimientos son las siguientes:
4.4.1. INYECCIÓN DE GAS
a. Mecanismo de producción por capa de gas o empuje de gas en solución.
b. Buzamiento pronunciado que permita al gas segregarse en la parte más alta
de la estructura.
c. Arenas muy bien desarrolladas con alta permeabilidad vertical.
Generalmente la inyección de gas se efectúa en &[ tope de la estructura
para ayudar a la expansión natural de la capa de gas sí ya existe; o, en su
defecto, crear una capa secundaria. A medida que esta se expande por
defecto de la producción del yacimiento, los pozos estructura arriba irán

produciendo gas, por lo que será necesario repararlos, aislando la zona
de gas o, bien, cerrarlos definitivamente. Esto permitirá minimizar el
volumen de gas producido conservando la energía necesaria para
desplazar el petróleo buzamiento abajo; de lo contrario, el gas fluye
hacia los pozos productores y recircula.
4.4.2. INYECCIÓN DE AGUA
a. Mecanismo de producción por empuje de gas en solución o empuje natural
por agua.
b. Yacimientos de crudos medianos y/o livianos
La inyección de agua es favorable para los yacimientos de crudos medianos y/o livianos,
debido a que por la movilidad muy alta del petróleo (poco viscoso) el agua realiza un
desplazamiento eficiente sin dejar altas saturaciones de petróleo detrás del frente de
agua; al contrario de lo que sucede con el crudo pesado.
La inyección de agua como mecanismo suplementario del recobro primario, es una ayuda
para mantener la presión por encima del punto de burbujeo o, bien, por encima de la
presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde éste comienza a ser
movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza cuando la presión es inferior a
la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa de inyección de agua inicial bastante alta y
la mayor parte de ella es necesaria para desplazar el gas liberado. En cambio, si el
proyecto es llevado a cabo cuando la presión se encuentra en el punto de burbujeo o por
encima de el la cantidad de agua requerida para la inyección es menor que la del caso
anterior.
El agua es generalmente más eficiente que el gas como fluido desplazante, debido a que
su viscosidad es alrededor de 50 veces mayor que la del gas, lo que hace que tenga
menor movilidad y tienda a ejercer un desplazamiento tipo pistón.
Por otra parte, se ha determinado que generalmente las rocas tienden a ser humectadas
por el agua, lo cual beneficia el barrido del petróleo e Incrementa su recobro.

CAPÍTULO 5
5. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
5.1. Análisis de Sistemas
El análisis de sistemas es una técnica usada para optimizar el comportamiento
de pozos de petróleo y de gas, mediante el estudio de todo el sistema de
completación. El análisis puede dirigirse a diseños de completación,
productividad incrementada del pozo y mayores eficiencias de producción, todo
lo cual conduce hacia un mejor aprovechamiento de las inversiones en gas y
petróleo.
Dicha técnica es esencialmente un simulador del sistema de producción del
pozo. El sistema ilustrado en la Figura 3.1, incluye el flujo entre el yacimiento y
el separador, y se divide en los siguientes componentes:
1. Flujo a través del yacimiento y la cara de la arena
2. Flujo a través de la completación
3. Flujo a través de las restricciones en la tubería de producción en
el fondo del pozo.
4. Flujo a través de la tubería de producción.
5. Flujo a través de las restricciones en la línea de flujo en la superficie.
6. Flujo a través de la línea de flujo hacia el separador.

A medida que todo el sistema se simula, cada uno de los componentes se
modela, usando diferentes ecuaciones o correlaciones para determinar la caída de
presión a través de dicho componente como una función de la tasa de flujo. La
suma de estas pérdidas individuales constituyen la caída total de presión a través
de todo el sistema, para una tasa de flujo dada. Esta pérdida total es finalmente
reportada como la diferencia total entre la presión promedio del yacimiento (Ps) y
la presión del separador (Psep). Estas dos presiones constituyen los extremos
del sistema (entrada y salida), y son las únicas presiones fijas en el sistema que
no varían con la tasa de flujo, en un momento dado.
La técnica de análisis de sistemas evalúa todo el sistema concentrándose en un
punto dentro de estas series de componentes el cual es referido generalmente,
como un "Nodo”.De aquí el término análisis nodal, adoptado por la industria
para aludir al procedimiento.
La ubicación del nodo dentro del sistema es independiente de la solución final.
Generalmente, para cálculos manuales, está dictaminado por el interés
principal de la aplicación. En otras palabras, si el interés primordial es una
investigación de los efectos de los componentes cerca de la superficie (línea de
flujo, reductor de superficie.), entonces el nodo se escoge en el cabezal del
pozo. De forma similar, si lo que interesa es analizar los efectos de los
componentes del fondo del pozo, el nodo se selecciona en el fondo, como por

ejemplo: presión fluyente en el fondo del hoyo.
Debido a que los modelos computadorizados pueden utilizar una técnica de
sensibilización, y permitir que se puedan observar los efectos de los
parámetros que se cambian, usualmente el nodo se escoge dentro del pozo
directamente, adyacente a las perforaciones, este se denomina presión de
fondo fluyente del pozo (Pwf).
El sistema de producción está dividido en dos segmentos en el nodo: el
segmento aguas arriba o "flujo de entrada",que está comprendido por todos los
componentes entre el nodo y el límite del yacimiento; y la sección aguas abajo
o segmento de "flujo de salida", que consiste de los componentes entre el nodo
y el separador.
Después de aislar el nodo en el sistema, se verifica que cumpla con dos
requisitos fundamentales:
1.- Solamente existe una presión en el nodo.
2.- Solamente existe una tasa de flujo a través del nodo es decir, no existe
acumulación.
Debido a que el sistema de producción está formado de componentes
interrelacionados (cada caída de presión contribuye independientemente como
función de la tasa), el procedimiento necesario, para encontrar la tasa de flujo
única que satisfaga los dos requisitos en el nodo, se hace iterativamente. Con
el fin de simplificar esta complejidad inherente, el análisis de sistema incorpora
una solución gráfica, en la cual la presión en el nodo se muestra como una
función de la tasa de producción, tanto del segmento de "flujo de entrada",
como del segmento de "flujo de salida". Este gráfico de análisis de sistemas (o
gráfico nodal) se muestra en la Figura 3.2 e incluye las relaciones, tanto del
"flujo de entrada" como del "flujo de salida".

La curva de "flujo de entrada" se muestra con una curvatura hacia abajo. Esto
ilustra que a medida que se incrementa la tasa de flujo a través del segmento de
"flujo de entrada", la caída de presión aumenta, disponiéndose así de menos
presión en el nodo (o el lado aguas abajo del segmento de "flujo de entrada").
Por el contrario, la curva de "flujo de salida" muestra una curvatura hacia arriba,
lo que indica que para una presión fija en la separadora presión requerida en
el nodo (entrada al segmento de “flujo de salida” aumenta a medida que se
incrementa la tasa de flujo.
Aunque cada segmento es independiente del otro a diferentes tasas de .flujo,
los dos requisitos mencionados anteriormente (solamente existe en el nodo una
presión y una tasa de flujo) dictaminan que sólo existe una solución en el sistema
para un conjunto de condiciones particulares. Esta solución se muestra en el
gráfico como la intersección de las dos curvas, la cual indica la capacidad de
producción del sistema y proporciona, tanto la tasa de flujo (Q) como la
correspondiente presión del pozo (Pwf).
El procedimiento de análisis de sistemas se utiliza para determinar la capacidad
productora de un pozo basado en un conjunto de condiciones del mismo;
Además, y esto es algo importante, puede usarse para determinar el efecto
cuantitativo y la importancia de cada uno de las variables del sistema en el
comportamiento total del pozo. Cada una de «estas variables es usada con uno

o más de los componentes del sistema en ecuaciones o condiciones aunque
algunos son fijos y generalmente no pueden ser alterados (espesor de arena,
corte de agua, profundidad total, etc.) muchas son variables y están sujetas a
cambios. La abreviatura para cambiar estas variables que directamente afectan
el comportamiento del sistema y productividad del pozo provee para optimizar el
pozo.
5.2. Comportamiento del Yacimiento
El componente yacimiento del sistema está conformado por el flujo entre el límite del
yacimiento y la cara de la arena. El mismo estará siempre aguas arriba del nodo y
está comunicado con la componente de en flujo.
B flujo a través del yacimiento es referido a menudo como la relación de
comportamiento del "flujo de entrada" (o IPR) de un pozo. Es una medida déla
capacidad del yacimiento para producir fluido como resultado de una presión
diferencial. Esta habilidad depende de muchos factores, que incluyen tipo de
yacimiento, mecanismo del empuje de producción, presión del yacimiento,
permeabilidad de la formación, propiedades de fluido y otros.
5.3. Ecuación de Darcy
La ecuación básica empleada para describir el flujo de fluidos a través de un
yacimiento es la ecuación de Darcy la cual debe su nombre a que fue concebida,
desarrollada originalmente en 1856 por Henry Darcy para describir el flujo a través
de lechos de filtrado de arena, usados en la purificación de agua. Para ello, se basó
en la suposición de que solamente existía flujo laminar de una fase, y de que el fluido
era esencialmente compresible El concepto básico, describe el flujo a través del medio
poroso como función de la presión diferencial, área seccional transversal, viscosidad
del fluido, distancia de flujo y permeabilidad (la medida de la capacidad del medio
para transmitir fluido).
Aunque dicha ecuación originalmente se desarrolló para flujo lineal en dirección
vertical, luego se modificó para predecir flujo radial, como en el caso de yacimientos
con pozos de gas o de petróleo. La ecuación general de Darcy para un pozo de
petróleo es la siguiente:
0.00708 kh (Pt - Pws)
Q =-----------------------------------
µ B [ Ln (X) - 3/4 + s]
Q = Tasa total de flujo líquido (BPD)
K = Permeabilidad efectiva (md)
h = Espesor neto de la formación (pies).
Pt = Presión promedia del yacimiento (Ipc).
B = Factor de formación promedio (By/Bn).
µ = Viscosidad promedio del líquido (cp).
Pws = Presión de flujo en la cara de la arena (Ipc).

S = Efecto Daño (Skin)
X = Factor de área de drenaje.
La ecuación de Darcy para un pozo de gas es ligeramente diferente, debido al
comportamiento dinámico de las propiedades del gas como función de la tasa y la
posición:
0.000703 kg h (Pt2
- Pws2
)
Qg =----------------------------------------------------
µg T Z [Ln (X) / 3/4 + S + DQg]
Qg = Tasa de flujo de gas (MPCN/D)
Kg = Permeabilidad efectiva al gas (md).
hi = Espesor neto de la formación (pies)
Rt = Presión promedia del yacimiento (Ipc).
P«s = Presión de flujo en la cara de arena (Ipc).
µg = Viscosidad del gas (cp)
T = Temperatura promedia del yacimiento (°R)
Z = Compresibilidad promedia del gas.
DQg = Factor de turbulencia, no Darciano (MPCN-D).
X = Factor de área de drenaje
Las ecuaciones de Darcy presentadas anteriormente, son realmente ligeras
modificaciones de la original. El término DQg mostrado en el denominador de la
ecuación de gas es el factor de turbulencia, no Darciano, el cual es un término
dependiente de la tasa y explica la desviación del flujo laminar. Este término Ln (x) es
una modificación del Ln (re/rw), que es una representación del área de flujo en la forma
radial de la ecuación.
El valor Ln (re/rw ) se aplica solamente para un pozo que produzca en el centro de un
área circular de drenaje. En los casos donde el pozo está localizado en un área de
forma irregular, el Ln (re/rw) se reemplaza por Ln(x), donde x es el factor de forma que
describe la forma de drenaje real y la posición del pozo.
5.3.1. índice de Productividad Constante (Flujo monofásico)
La relación de "flujo de entrada" para un pozo de petróleo es simplificada a
menudo como una constante de "flujo de entrada" o índice de productividad (IP),
donde el "flujo de entrada" es directamente proporcional al "draw down":
Q
IP=----------------
Pt- Pwf
IP = índice de productividad (BPD/ Ipc)
Q = Tasa de flujo total de líquido (BPD)

Pt = Presión promedia del yacimiento (Ipc)
Pwf = Presión de fondo fluyente del pozo (Ipc)
La combinación de esta ecuación con la de Darcy para flujo de líquido se
convierte en una ecuación para calcular el índice de productividad.
índice de Productividad - Darcy
0.00708 k h
IP =-------------------------------------------------
µ β (Ln (re/rw) - 3/4 + Daño)
El índice de productividad constante está expresado en el gráfico de análisis
de sistemas como una línea recta entre Pt y Qmáx (a Pwf = 0) con una
pendiente de 1/IP.
Lo expresado en esta sección es válido para presiones de fondo fluyente en
la cara de la arena mayores que la presión de burbujeo.
5.4. Ecuación de Vogel
El concepto de índice de Productividad, descansa en la suposición de que las
propiedades del yacimiento y del fluido permanecen constantes y no son función de
la presión. Aunque ésto es cierto en algunos casos, especialmente en flujo de líquido
en una sola fase, los pozos que produzcan, tanto petróleo como gas, serán
sobreestimados, al usar la relación Pl.
Como un resultado, Vogel presentó en 1968 una solución IPR para pozos que
producen gas y petróleo de yacimientos saturados a partir del modelo de yacimiento
propuesto por Weller, Vogel calculó curvas IPR, utilizando el computador para
diferentes yacimientos ficticios de empuje por gas en solución, los cuales cubrían un
amplio rango de propiedades PVT de petróleo y características de permeabilidad del
yacimiento. Estas curvas IPR fueron graficadas como curvas IPR "adimensionales",
con cada valor de presión dividido por la máxima presión de cierre, y cada tasa de flujo
dividida por la tasa (Qmáx a Pwf= 0);Luego fueron combinadas en una curva
general de referencia en la siguiente forma:
Ecuación de Vogel:
Q / Qmax= 1.0 - 0.2 (Pwf / Pt) - 0.8 (Pwf / Pt)2
Q = Tasa de flujo líquida máxima (bpd)
Qmáx = Tasa de flujo máxima a Pwf = 0 (bpd)

Pt= Presión promedio del yacimiento (Ipc)
PW= Presión de fondo fluyente (Ipc)
Esta relación de Vogel puede ser considerada como una ecuación general para yacimientos
con empuje de gas en solución que produzcan por debajo del punto de burbujeo. Sobre el
punto de burbujeo, la ecuación normal de Darcy o la Iínea recta. PI, se consideran
adecuadas. En casos de yacimientos sub-saturados, donde las presiones del pozo pueden
estar encima o por debajo del punto de burbujeo, se recomienda la combinación Vogel-
Darcy o Vogel/PI.
En este caso el "flujo de entrada" (es la línea recta), ya sea medido o calculado de Darcy,
se utiliza entre la presión de yacimiento (Pt) y la presión de burbujeo (Pb), seguida por la
relación de Vogel por debajo del punto de burbujeo.
La ecuación de Vogel se ha diferenciado con respecto a la Pwf para proporcionar una
ecuación secundaria para Qmáx:
[Pl * Pb]
Qmáx =Qb + ---------------
1.8
Qmáx = Tasa de flujo máximo a Pwf = 0 (bpd) Qb= Tasa de flujo
en el punto de burbujeo (bpd) Pl= índice de productividad
(bpd/lpc) Pb= Presión en el punto de burbujeo (Ipc)
La forma final de la ecuación de Vogel para pozos que producen por encima o por debajo del
punto de burbujeo es:
Ecuación combinada de Vogel Pwf ^ Pb
Q= Pl (Pt-Pwf)
Q = Tasa total de flujo líquido (bpd) Pl = índice de
productividad (bpd/lpc)
Pt= Presión promedio del yacimiento (Ipc) Pwf =
Presión de fondo fluyente (Ipc)
Ecuación combinada de Vogel Pwf < Pb
Q ' = Q b + ( Q máx - Q b) 1 - 0 . 2 * 7 ^ - 0 . 8 ^
>b ' b
Q' = Tasa total de flujo por debajo del punto de burbujeo (bpd)
Qb = Tasa de flujo en el punto de burbujeo (bpd)

Qmáx =Tasa de flujo máxima a Pwf = O (bpd)
Pb = Presión en el punto de burbujeo (Ipc)
Pwf = Presión de fondo fluyente por debajo del punto de burbujeo (Ipc).
La ecuación de Vogel se basó en la suposición de que no existía efecto de daño o que
la eficiencia de flujo era (1). Standing ha propuesto un método para corregirla que
toma en cuenta eficiencias de flujo diferentes de la unidad. En esta corrección, las
presiones de pruebas usadas en la ecuación de Vogel se modificaron primeramente así:
Pwn = pt - (Pt - Pwf) EF
Pwfi = Presión de fondo fluyente con daño (Ipc)
Esta corrección altera la presión de fondo fluyente, debido a la caída de presión
adicional a través del área dañada alrededor del pozo.
5.5. Consideraciones para la Turbulencia en el Influjo.
El flujo turbulento en el yacimiento, que generalmente ocurre en las cercanías del
área de convergencia del pozo, induce una caída de presión adicional significante. Esto
es especialmente regular en pozos con altas tasas de gas.
La ecuación básica de Darcy fue generada con las suposiciones de que existe
solamente flujo laminar a través del medio poroso. Como los pozos producen a tasas
relativamente altas, esta suposición se invalida a medida que el flujo turbulento
comienza a desarrollarse.
El efecto total de esta turbulencia es una pérdida de energía agregada, la cual da
como resultado tasas de flujo más bajas para un diferencial de presión dado. Este
flujo turbulento es referido a menudo como comportamiento de flujo No-Darciano.
5.6. Ecuación de Jones
Jones, Blount y Giaze, en 1976,sugirieron otra ecuación para considerar la turbulencia
en un pozo productor de gas o petróleo. La misma lleva el nombre de ecuación de
Jones y consiste en lo siguiente:
Ecuación de Jones para Pozos de Petróleo
Pt-Pws = a Q2
+ b Q
donde:
(2.30x1014
) β B0
2
ρ
a=----------------------------------
hp rw

µ Bo [In (x) - 3/4 + S]
b =---------------------------------------
0.00708 k h
Q= Tasa total de flujo líquido (bpd)
K= Permeabilidad efectiva (md)
h = Espesor neto de la formación (pie)
hp= Espesor perforado (pie)
Pws= Presión de flujo en la cara de la arena (Ipc)
B = Factor promedio de formación (By/BN).
µ = Viscosidad líquida promedio (cp).
P = Densidad de fluido (Ib / pie3
)
rw= Radio del pozo (pie)
S= Efecto Daño (Skin)
β= Coeficiente de turbulencia (1/pie)
X= Factor de área de drenaje
Ecuación de Jones para Pozos de Gas
Pt2
- Pws2
= a Qg2
+ b Qg
donde:
(3.16x10-12
) βygTZ
a=-------------------------------------
hp2
rw
1424^gTZ[Ln (x) - 3/4 + S]
b =------------------------------------------------
Kgh
Qg = Tasa de flujo de gas (MPCN/D)
Kg = Permeabilidad efectiva del gas (md)
hp = Espesor perforado (pie)
Pw s = Presión de flujo en la cara de la arena (Ipc)
Y g = Gravedad específica del gas
T= Temp. promedio del yacimiento (°R)
Z= Compresibilidad promedio del gas
β = Coeficiente de turbulencia (1/FT)
X = Factor de área de drenaje
rw= Radio del pozo (ft).
El término "a" se conoce como el término de turbulencia y es simplemente la ecuación de
Darcy. El término "b" es referido al daño de formación de la Ecuación de Jones y, como se

muestra, es una función de la tasa.
La contribución del término de turbulencia tenderá a reducir la tasa de flujo de gas disponible
de un pozo a medida que esta aumenta. Además, el término considera los efectos
adicionales de convergencia del pozo, causados por la penetración parcial o por una
perforación limitada del intervalo. Esto está acompañado con el uso del intervalo perforado
"hp" más que por el intervalo neto de la formación "h" en el denominador del término de
turbulencia.
El término beta (β),de la ecuación anterior se conoce como el coeficiente de turbulencia y es
una función de la permeabilidad del yacimiento.
Ecuación de Jones para Coeficiente de turbulencia
β=
2.33 x 1010
K1.201
β = Coeficiente de turbulencia (1/pie) K=
Permeabilidad efectiva (md).
!La ecuación de Jones se recomienda para los pozos en los que se presume que la
turbulencia sea un factor importante, como sucede en los pozos de gas. En pozos de
petróleo la turbulencia generalmente no se hace significante a menos que las tasas
sobre pasen varios miles de barriles por día. Para ellos es adecuada la ecuación de
Darcy.
5.7. Término no darciano de turbulencia
Una aproximación alterna para considerar la turbulencia del "flujo de entrada" es
usar la ecuación de Darcy, modificada para incluir el término no darciano, algunas
veces referido como el término "D" de Ramey.
H mismo se aplica como un daño tasa-dependiente, mostrado como el término DQg
en el denominador de la ecuación de Darcy. Usualmente, se obtiene mediante pruebas
de "multi-tasas" de pozos de gas, donde el daño se calcula como una función de la
tasa.
Ecuación de Contra Presión (Back Pressure)

(0.000703 kg h ) * (Pt2 Pws2) n
QG =------------------------------------------------
nQ T Z [Ln(x) - 3/4 + S]
El exponente "n" puede obtenerse datos de pruebas estables, donde (Pt2 -Pws2) es
graficada contra la tasa de flujo en papel log-log. El exponente es determinado por la
"pendiente inversa" de la línea, y es una medida de la condición turbulenta del pozo.
El flujo turbulento produce valores de "n" entre 1.0 y 0.5. La ecuación de "contra
presión" se considera como una representación válida del influjo, cuando la
turbulencia es un factor y se disponen de datos de pruebas que son
adecuados para una predicción confiable del exponente "n".
5.8. Comportamiento Transitorio.
En muchos casos, se desea un fluido de entrada "para un pozo nuevo que no ha
alcanzado el estado pseudoestable y que está todavía produciendo en una condición
transitoria. Como la ecuación de Darcy y su derivada la ecuación de Jones, fueron
desarrolladas bajo la suposición de que el pozo productor ha alcanzado la tasa
estable, se recomienda predecir el comportamiento del "flujo de entrada" para un
pozo, durante el período transitorio, del siguiente modo:
Ecuación Transitoria para Pozo Petróleo
Q=
K h ( PT – Pws)
162.6 µ β (log
Kt
- 3.23 + 0.87 s)
øµ Ctrw2
Q = Tasa total de flujo líquido (bpd)
K= Permeabilidad efectiva (md)
Pws = Presión de flujo en la cara de la arena (Ipc)
µ = Viscosidad (cp)
T = Temperatura promedio del yacimiento (°R).
B = Factor promedio de formación del pozo (pie)
rw= Radio del pozo (pie)
t= Tiempo de producción (hrs)
φ = Porosidad
Ct= Compresibilidad total del sistema.
Ecuación Transitoria para Pozo de Gas

Qg=
K h ( Pt2
– Pws2
)
162.6 µ β (log
Kgt
- 3.23 + 0.87 s)
øµ gCtrw2
Qg= Tasa de flujo de gas (MPCN/D)
kg = Permeabilidad efectiva del gas (md)
Pt = Presión promedio del yacimiento (Ipc)
Pws = Presión de flujo en la cara de la arena(lpc)
T = Temperaturas promedio del yacimiento (°R)
Z = Compresibilidad promedio del gas
rw = Radio del pozo (pie)
t = Tiempo de producción (hrs)
φ = Porosidad
C t = Compresibilidad total del sistema.
B comportamiento de presión de un yacimiento durante el período transi torio es
esencialmente el mismo que si actuara como un yacimiento infinito. El tiempo
requerido para superar dicho período y alcanzar el estado pseudo estable puede
calcularse usando la siguiente ecuación:
Tiempo para el estado Pseudo-estable
øµ Ct re2
Tiempo (hrs) =---------------------
0.001005 k
5.8.1. Efecto Daño
El daño puede definirse como una corrección que toma en cuenta el
comportamiento de flujo no Darciano o no homogéneo. En muchas
ocasiones el daño es definitivo, como un daño total, constituido de
diferentes componentes individuales:
S = S' + S (q, t) + Dq
donde:
S = Daño total
S' = Daño físico causado por fluido de completacíón o mejoría por medio
de estimulación.
S (q,t) = Daño desarrollado con la tasa y el tiempo, generalmente causado por alteración de
la permeabilidad, debido al cambio de saturación de gas en las cercanías del pozo.

Dq = Daño dependiente de la tasa, descrito como el término de flujo no Darciano.
Es importante entender la relación y aplicación de cada componente que constituye el daño
total de un pozo.
El componente S', o daño físico, lo causa una alteración física del yacimiento,
generalmente cerca de pozo. Esto puede ser en la forma de daño, debido a la penetración
de los fluidos de perforación y/o completación que causan un daño positivo. Por el contrario,
puede ser considerado también, como un valor negativo causado por estimulación del pozo
por medio de fracturamiento o acidificación.
El componente S (q,t) del daño, es la porción dependiente de la tasa y del tiempo que es
inducido por comportamiento de fluido en dos fases en el pozo, o cerca de él. Este daño
puede dar la apariencia de comportamiento de flujo no Darciano; en general, se cree que es
una condición permanente (a menos que las condiciones del fluido cambien), y no puede ser
alterado con estimulación.
El término no Darciano, Dq, es simplemente una representación de la pérdida de energía,
debida al comportamiento turbulento en el yacimiento. Este valor puede ser determinado
mediante pruebas.
Como el daño puede ser medido y cuantificado a través del análisis transitorio de presión, su
aplicación se puede entender completamente en las relaciones de "flujo de entrada"
desarrollados, teóricamente utilizados en el análisis de sistema.
El procedimiento de análisis de sistemas considera el efecto del daño total de diferentes
maneras. La mayoría de las ecuaciones de "flujo de entrada" permiten una entrada de daño
que generalmente es el daño físico S´. Esta entrada puede ser positiva, indicando daño o
puede ser negativa indicando estimulación. Además el término no Darciano dependiente de la
tasa puede usarse en la ecuación de Darcy. Debido a que el análisis de sistemas es un
procedimiento isocronal, el daño dependiente de la tasa y el tiempo S (q,t), se hace
función de la tasa únicamente y puede incluirse, lógicamente, con el daño no Darciano.
En una solución de análisis de sistemas, se debe tener cuidado de no incluir la turbulencia o
daño físico mas de una vez. Si el efecto daño es medido después de la completación,
mediante pruebas transitorias dentro del pozo, debería tomarse en cuenta que el mismo
considera los efectos de completación. Si es usado posteriormente en el segmento de
yacimiento, ya sea como un daño físico S' o un daño dependiente de la tasa en la forma
de DQ o ambos, una caída de presión adicional a través del segmento de completación
causaría una curva de "flujo de entrada" sub- estimado.
5.8.2. Efectos de la Completación del Pozo
El componente completación es una parte crítica de un sistema de producción
eficiente, aunque todavía, a menudo. es tomado a la ligera. En el pasado se ha
encontrado que muchos pozos han producido menos que los niveles óptimos,

debido a imperfecciones en el diseño de completación.
Hay tres tipos de completaciones fundamentales en un pozo de gas o de petróleo, y
la selección de uno de ellos depende de la profundidad del pozo, tipo de pozo y las
características de la formación.
5.8.2.1.- Completación a Hueco Abierto
En una completación a hueco abierto, el "revestidor" es asentado (y
usualmente cementado) directamente por encima así horizonte productor
antes de penetrar la zona. Este tipo de completación es la menos costosa
y aunque fue común varios años atrás, no se usa hoy, frecuentemente,
en la industria. La desventaja de este método es la incapacidad para
aislar cualquier parte de la formación productora para estimularla.
En el procedimiento de análisis de sistemas se considera que con este
procedimiento no ocurre caída de presión entre la cara de la arena y el
pozo. Si se incurre en cualquier daño a la formación, éste puede juzgarse
como daños
adicional dentro del yacimiento. En la completación a hueco abierto, la
presión en la cara de la arena (Pws) se considera igual a la presión del pozo
(Pwf).
La forma más común de completación de un pozo, usada actualmente, es la
completación perforada. En este caso la tubería es asentada y
cementada a través de la formación productora, y se perfora
subsecuentemente para permitir el flujo de fluidos desde la formación hacia
el pozo.
Las variables que determinan la eficiencia de este método incluyen el
tamaño y el número de perforaciones, la distribución de las mismas y la
integridad de la roca de yacimiento directamente adyacente al canal
perforado.
En 1985, el Dr. Harry Me Leod publicó un ensayo que proporcionaba una
solución práctica a los efectos de una perforación en la productividad de un
pozo. Dicha solución era tratar cada perforación como una miniatura, un
pozo horizontal, rodeada por una zona compacta o comprimida de
permeabilidad reducida, como se muestra en la Figura 3.3.

Hoyo perforado
Generalmente se supone que la zona dañada mide 0.5 pulgadas de espesor y
que tiene una permeabilidad de 20 % de la permeabilidad de la formación, si el
disparo fue sobre-balanceado; y 60 %, si fue sub-balanceado.
5.8.2.2.- Completación con Empaque de Grava
En muchos pozos, la matriz de cementación dentro de la arena de la formación es
insuficiente para prevenir que se produzca la arena cuando el pozo es expuesto a una
caída de presión. Los problemas que se señalan como consecuencia de esto,
incluyen restricción de la producción, desgaste del equipo y problemas de deposición
de arenas. Con el fin de eliminar este último, se diseñó la técnica de empaque de
grava. Véase fig.
En un arreglo de empaque con grava normal, el pozo se perfora y algunas veces
se lava para remover los ripios.
Se corre en el eductor, una camisa de ranuras acanaladas y se asienta a través de
las perforaciones. Entonces, se bombea grava de alta permeabilidad hacia el
fondo del pozo y se coloca entre las ranuras y las perforaciones, para
proporcionar una barre-; entre la arena de la formación y el pozo.

Esquema de un empaque con grava

En análisis de sistemas, la técnica que se usa, para predecir los efectos de completación a
través de un empaque con grava, es sencillamente la caída de presión debida al flujo inicial a
través de la grava. Se asume que el flujo de fluidos es lineal a través del canal perforado y del
empaque con grava y dentro de la camisa acanalada o perforada. Se considera que el
efecto del flujo a través de una zona perforada dañada es despreciable, debido a la alta
permeabilidad y a la naturaleza no consolidada de los pozos que son regularmente
empacados con grava. Sin embargo, el efecto del flujo lineal, a través del canal perforado
relleno con grava, puede causar una caída significativa de presión del flujo no Darciano. Se
supone que la distancia del flujo lineal es desde el exterior del "cement sheath" (sello de
cemento) hasta el borde exterior o camisa ranurada.
Nuevamente se modifica la ecuación de Jones para predecir la caída de presión a través de la
completación en un pozo empacado con grava. La ecuación se usa en la forma lineal.
Completación con Empaque de Grava - Pozos de Petróleo
Pws - Pwf = a Q2
+ b Q
donde:
9.08x10-
13 βgBo
a=------------------------------------------
A2
no Bo L
b= ---------------------------
1.127. 10"3
kgA
Q = Tasa de flujo líquido total (bpd)
Pws = Presión fluyente en la cara de la arena (Ipc)
Pwf = Presión de fondo fluyente (Ipc)
L= Long. de flujo lineal en el emp. con grava (pie)
Kg= Permeabilidad de la grava (md).
po - Densidad de flujo (Ib/pie3
)
βg = Factor de turbulencia en un emp. con grava (1/pie).
B = Factor de formación promedio (By/Bn)
n = Viscosidad prom. del líquido (cp)
A = Área total abierta al flujo (pie ) = As pS hp.
= (área/perf) (SPF) (hP). As = Área de un disparo. ps =
densidad de cañoneo hp = Espesor perforado, spf = Tiros
por pies.
Completación con Empaque de Grava para Pozos de Gas
Pws2 - Pwf2 = a Q2
+ b Q

donde:
1.247 x10~10
yg /SgT Z L
a =---------------------------------------------
A2
8930 / í g T Z L
b =---------.------------------------
KgA
Q = Tasa de flujo líquido total (MPCN/D)
Pws= Presión de flujo en la cara de la arena (Ipc)
Pwf = Presión de fondo fluyente (Ipc)
fig = Viscosidad del gas (cp)
T= Temp. promedio del yacimiento (°R)
L= Long. de flujo lineal en el emp. con grava (pie)
Bg= Factor de turbulencia en un emp. con grava (1/pie)
Kg = Permeabilidad de la grava (md)
Z= Compresibilidad promedio del gas.
A = Área total abierto al flujo (pie2
) (ver página anterior) = (área/perf) (SPF) (hp).
Las ecuaciones más comunes para determinar el término de turbulencia del empaque con
grava (Bg) son las de Mc Leod (Conoco), Cooke, Sancier, y la de Firoozabadi y Katz.
Además Tenneco ha determinado que el término de turbulencia para un empaque de
resina puede predecirse,
Además. Tenneco ha determinado que el término de turbulencia para un empaque de resina
puede predecirse, usando una ecuación diferente a las descritas anteriormente.
Ecuación Conoco para Me Leod

10.000.000 Kg05
Ecuación de Cooke
30.920.000 E
/jg=------------------------------
(Kg/1000)h
donde: E y F son dependientes del tamaño de la arena
Tamaño E F
3.32 8-10 1.24
10-20 2.63 1.34
20-40 2.65 1.54
40-60 1.10 1.60
Ec. de Saucier
[6.5-0.95 Log (Kg/1000)]
Ec. de Firoozabadi y Katz
1.47 x107
Bg =------------------------
(Kg) °55
Ec. de Tenneco para Empaques de Resinas [5.7-Log (Kg/1000)]
/3g= 10
A menos que la política de la compañía o las experiencias dicten lo contrario, se
recomienda la ecuación de Firoozabadi y Katz para la determinación del factor de
turbulencia de un empaque con grava.

CAPITULO 6
6. REPARACIÓN DE POZOS
La reparación de pozos representa para la industria petrolera, la alternativa de alargar la
vida productiva de los yacimientos a menor o ninguna inversión, y da la posibilidad de
evaluar y producir varios horizontes por el mismo pozo; así como mantener un control
sobre los diferentes problemas de producción (agua, gas, baja presión, daños de
formación, etc) que se presentan en un yacimiento. De aquí, la necesidad de mantener
una constante planificación sobre los pozos por reparar, para lo cual se deben analizar
los problemas específicos en cada pozo o identificar el pozo problema y el tipo de
reparación que se ha de realizar para el mantenimiento o generación del potencial.
6.1. Planificación de la Reparación.
La planificación de las reparaciones se hace con base en un objetivo específico:
aumentar la productividad o rentabilidad de un yacimiento. En otra palabras, es la
búsqueda de oportunidades para la generación de potencial.
El tipo de reparación, menor o mayor, va a depender de los problemas
presentados en el pozo, los cuales pueden estar localizados a nivel de pozo o en el
yacimiento. Por esta razón se debe identificar el pozo problema, para su análisis.
6.2. Análisis de Pozos Problemas.
Un pozo problema es aquel que, dentro de un marco económico particular,
presenta límites específicos de: baja tasa de petróleo o gas, alta producción de gas
(alta RGP), alta producción de agua (alto % A y S), y problemas mecánicos o de
otra índole.
Cuando se está haciendo un análisis de un pozo de forma individual, se debe
estar seguro de que el problema que se presenta es a nivel del pozo, o si-por lo
contrario está relacionado con el yacimiento, ya que de esto podría depender el
tipo de trabajo por realizar (menor o mayor).
El análisis de pozos problemas puede llevarse a cabo sobre las bases, a nivel de un
yacimiento, un área o un pozo individual. Sin embargo, de las conclusiones de estos
análisis generalmente resultan recomendaciones como las siguientes: 1)
reacondicionamiento; 2) continuar produciendo hasta un límite económico; 3) mantener
presión con inyección; 4) recobro mejorado o, 5) abandonar.
Es recomendable antes de cualquier tipo de trabajo (menor o mayor), hacer un buen análisis
del pozo problema y no después que se esté realizando o se haya realizado el trabajo, ya
que esto implica un ahorro grande de dinero.

Los problemas que se presentan pueden categorizarse como: tasa de producción limitada,
alta producción de agua, alta producción de gas por pozos de petróleo y problemas o fallas
mecánicas.
6.2.1. Tasa de Producción Limitada.
los problemas de baja tasa de producción pueden resultar de varios factores, a nivel del
yacimiento o del mismo pozo, que alteran la normal producción del sistema pozo-
yacimiento. Estos factores son: a) baja permeabilidad de la formación, b) baja presión del
yacimiento; c) daño de la formación; d) taponamiento de la vecindad del pozo o de la
tubería de producción; e) alta viscosidad del petróleo; f) excesiva contrapresión sobre la
formación; g) inadecuado diseño del levantamiento y, h) otras situaciones.
1. Baja Permeabilidad
Esta puede ser una característica regional o local (pozo o área) de un yacimiento.
Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja
permeabilidad, esto debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de
baja productividad.
La característica básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida
declinación de producción. De no existir suficiente información geológica para definir la
baja productividad, las pruebas de producción y presión pueden servir para diferenciar
entre baja permeabilidad o daño de la formación, como causa de aquella.
2. Baja Presión.
El nivel de presión de un yacimiento está estrechamente relacionado con el o los
mecanismos de producción presentes en el yacimiento. Por ello se debe tener un
buen control de las mediciones de presión que permita definir a tiempo el
comportamiento de ésta o, el petróleo producido, lo cual ayudaría a definir el o los
mecanismos dominantes de la producción. La figura 4.1 muestra los
comportamientos típicos para varios mecanismos de producción.

Comportamiento típico para varios mecanismos de producción
Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento, se debe buscar una
solución que permita restituir ésta, bien sea por métodos de recuperación adicional, o por
estimulación; o bien, ayudar a mantener la producción con estos niveles de presión,
utilizando métodos artificiales de producción, tales como: levantamiento por gas, bombeo
mecánico, bombeo hidráulico, bombas electrosumergibles, etc.
3. Daño de la Formación.
O daño de formación se puede definir como una disminución de la productividad o
inyectividad de un pozo, por efecto de restricciones en te vecindad del pozo (wellbore),
en las perforaciones, en las adyacencias del Wellbore o en la comunicación de las
fracturas con el Wellbore.
Cuando existe algún tipo de daño en un pozo, éste debe ser determinado, así como el
grado o magnitud del mismo, para de esta forma poder dar una solución que corrija sus
efectos.
Los daños de formación son indicados por: pruebas de producción, pruebas de
restauración y/o declinación de presión, y comparación con el comportamiento de
producción del pozo o de los pozos vecinos; considerando para esto, las
completaciones previas, los trabajos de reparación y las operaciones de servicios que
se hayan realizado.

Cuando existen varias zonas abiertas a producción a través de la misma completación, se
requiere de un registro de producción que permita determinar las zonas permeables
que están contribuyendo o no a la producción. Zonas de mayor permeabilidad (zonas
con fracturas naturales o inducidas), pudieran resultar taponadas.
Para diferenciar la declinación de producción, por efecto de taponamiento de la formación
o por caída de presión en el yacimiento, se requiere de un estudio de yacimiento más
detallado, ya que una comparación con los pozos vecinos podría no resultar suficiente,
debido a que todos los pozos podrían estar en las mismas condiciones de daño.
Comparando la caída de presión de un pozo sin daño de formación, con un pozo con
serios problemas de daño (Figura 4.2), se observa que para un pozo sin aparente daño de
formación con baja permeabilidad, existe una lenta estabilización de la presión,
requiriendo de días o semanas para lograr estabilizarla. En cambio, un pozo con daño
de formación y con alta permeabilidad de presión del yacimiento podría estabilizar en
poco tiempo, y el efecto del daño "skin" podría determinarse, utilizando pruebas de
restauración o declinación de presión, las cuales deberían realizarse antes de cualquier
trabajo de estimulación que se vaya a realizar en el pozo.
Diferencia entre la caída de presión de un yacimiento con o sin daño

4-Taponamiento de la tubería, perforaciones o vecindad del pozo.
Cuando existe una baja en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el
sistema de levantamiento artificial y, como segunda opción, verificar el posible
taponamiento de la tubería, perforaciones o vecindad del pozo.
El taponamiento puede ser causado por factores como: empaque con grava,
fracturamiento con arena, finos, lodo, roca de formación, tubería de producción o
revestidor colapsado, etc.
Antes de cualquier trabajo en un pozo, se le debe hacer una revisión para determinar
las restricciones que pueden existir en él, tomando muestras para analizar las causas de
las mismas y aplicar I: Í correctivos necesarios.
5- Alta viscosidad del Petróleo.
Es norma observar alta viscosidad de petróleo cuando se está produciendo un
yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución, ya que a medida que se
¡ibera gas, la viscosidad tiende a incrementarse. La solución para este tipo de problema
puede ser el levantamiento artificial.
Si el problema de producción del pozo, es por efecto de alta viscosidad debido a la
presencia de una emulsión de agua en petróleo en la vecindad del pozo, la solución
en este caso sería un tratamiento con surfactantes para romper o invertir la emulsión.
6.- Excesiva contrapresión sobre la formación
La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable reducción de
la producción de petróleo o gas y, más aún, la inactividad del pozo.
Este problema puede ser causado por; taponamiento de las perforaciones; reductores
en fondo y en superficie; separadores gas-petróleo; taponamiento de líneas de flujo;
tubería de producción o revestidor de baja medida; excesiva contra presión en la línea
de flujo, en el sistema de flujo o en el separador gas-petróleo.
7. Inadecuado sistema de levantamiento artificial.
Si el problema de declinación de producción de un pozo es debido a insuficiente
presión de fondo en relación con el peso de la columna de fluido. se debe pensar en el
levantamiento artificial como método de producción.
Si el levantamiento artificial ya está instalado, se debería pensar en un diseño
inadecuado, un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo como causa de la
declinación de producción.

Cuando el peso de la columna de fluido es consecuencia de la alta producción de
agua, se debe pensar en un reacondicionamiento del pozo que permita disminuir la
entrada de agua.
Según el método que se esté aplicando, (bombeo mecánico, levantamiento con gas,
bombeo mecánico o bombas electrosumergibles), se debe hacer el análisis del problema
que está ocasionando la declinación de producción.
6.2.2.- Alta Producción de Agua.
La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas, puede ser causada por las
siguientes razones:
1) Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o conificación
de agua.
2) Fuentes extrañas de agua, incluyendo: roturas del revestidor, fallas del equipo de
completación o de la cementación primaria.
3) Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de
petróleo.
Para yacimientos donde existe un empuje natural de agua, por la presencia de un
acuífero, se podrían definir tres niveles o contactos agua-petróleo.
Contacto original agua-petróleo. Se define como la profundidad bajo la cual no
existe petróleo.
Contacto agua-petróleo productor. Se refiere a la profundidad bajo la cual no existe
petróleo producible. Para este nivel la saturación de agua avanza con producción.
Contacto agua-petróleo de completación. Se define como la profundidad bajo la
cual se encuentra la zona de transición o la zona donde la primera agua de producción
aparece (Alta Saturación de Agua). Este nivel igualmente avanza con la producción
de yacimiento.
De acuerdo con estos niveles de contacto agua-petróleo, no se debe esperar una
producción limpia de agua para los pozos completados en zona de transición.
Para yacimientos estratificados, donde las características petrofísicas difieren,
presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, el empuje de
agua puede hacerse presente en estos estratos o lentes mas permeables,
formando adedamientos, como se ilustra en la Figura 4.4.

Para estos tipos de yacimientos, se presentan varias alternativas para completar los
pozos, dándose el caso de completaciones con selectividad de producción para
cada lente o estrato, lo cual da flexibilidad de producción y hace menos costosa la
operación de producción; pero complica operacionalmente las condiciones
mecánicas del pozo.
Otra manera de completación podría ser de forma sencilla en una zona, lo cual facilita

el drenaje homogéneo de cada lente, pero con mayores costos de operación.
La entrada de agua a un pozo podría exceder la capacidad de las facilidades de
levantamiento artificial, por lo que deberían aplicarse correctivos para reducirla a fin
de bajar los costos de producción.
Otro problema que se presenta en yacimientos con acuíferos asociados, es la
conificación de agua, lo cual se define como el movimiento preferencialmente vertical
del agua que ha entrado a la zona productora, tal como se muestra en la Figura 4.5.
VECINDAD DEL POZO
Conificacion de agua

La conificación de agua no traspasa barreras de permeabilidad verticales, a menos
que éstas sean rotas, bien sea por fracturas naturales o inducidas.
Estos problemas son mas severos en yacimientos con buena permeabilidad
vertical, por lo cual se debe mantener un buen control de las diferenciales de
presión generadas en un pozo debido a las altas tasas de producción, ya que
cuando esto sucede entra el agua formando el cono y éste puede hacerse estable
pues mejora la permeabilidad relativa al agua.
Otra causa de que exista entrada de agua al pozo, es por canalización o
conificación vertical, por falta de adherencia del cemento al revestidor o a la
formación.
La evaluación de la conificación requiere un estudio del yacimiento que permita
definir el avance del frente de agua-petróleo o gas-agua, para de esta forma
determinar la procedencia del agua.
La eliminación de un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o del cierre
temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua. Una recompletación puede
aliviar el problema si la conificación es por mala cementación o a través de fracturas
verticales.
Efectivamente, al incrementar la tasa de producción, éste se reduce generalmente
se produce un incremento del porcentaje de agua; mientras que si se disminuye la
tasa de producción o se cierra el pozo por dos o tres meses.
6-2.3. Problema de gas en pozos de petróleo
Las principales fuentes de gas en pozos de petróleo son: a) gas disuelto en el
petróleo, b) capas de gas primarias o secundarias, c) flujo de gas de zonas infra o
supradyacentes. El comportamiento de la relación gas-petróleo típico para cada
mecanismo de producción, ilustrados en la figura 4-6, debe tomarse en cuenta en el
análisis de pozos problemas.

Comportamiento característico de la relación gas petróleo para varios mecanismos
de producción
En yacimientos con empuje por gas disuelto, la saturación de gas se incrementa
por la continua producción de petróleo y la declinación de presión del yacimiento.
Cuando el gas en solución se libera, éste fluye a la velocidad de presión continua, y
el gas tiende a ser el fluido movible predominante en el yacimiento.
Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento con capa de gas, cuando
la presión del yacimiento declina se genera una expansión de la capa gas, entrando
en el intervalo productor. Con altas caídas de presión en la vecindad del pozo, el gas
tiende a conificarse en los pozos.
En yacimientos estratificados también pueden ocurrir barridos preferenciales del gas
o adedamientos con altas caídas de presión.
Los adedamientos de gas ocurren igualmente por altas diferencias de
permeabilidad entre zonas.
En yacimientos lenticulares el flujo de gas de zonas, por encima o por debajo de la
zona de petróleo, puede ocurrir por: a) filtración del revestidor; b) falla del
cemento; c) comunicación de fracturas naturales o inducías con la zona de gas, o
d) acidificación de la zona de gas.

6.4. Evaluación de la reparación.
Existen básicamente dos formas de evaluar la reparación de un pozo: 1) desde el
punto de vista económico, la cual debe hacerse previo a la reparación, teniendo
como base los pronósticos de producción generados del análisis del pozo y la
información financiera relacionada con inversiones, impuestos, costos, inflación, vida
útil, etc; 2) desde el punto de vista de los resultados obtenidos.
6.4.1. Evaluación Económica
La toma de decisión relacionada con la ejecución de un proyecto, perforación o
reparación de un pozo, está sujeta a las expectativas de rentabilidad que se
esperan del mismo; la herramienta utilizada para determinar dicho indicador es
la evaluación económica, mediante la cual se introduce la información financiera
relacionada con inversiones, costos impuestos, inflación, vida útil del proyecto,
factores de descuentos, precios, etc. y se obtiene el balance requerido para
comparar opciones, alternativas y casos que permiten la decisión final.
Además del indicador señalado, existen otros como el valor presente, el
tiempo de pago, etc. que permiten reforzar la comparación haciendo más
solvente, objetiva y confiable la toma de decisión.
En algunos casos la evaluación económica no es suficiente por sí sola para
decidir; éste es el caso de proyectos que son de utilidad pública o necesidad
operacional. en los que la decisión debe obedecer a otro tipo de objetivo o
directriz, diferente al beneficio económico.
En el anexo 4.2 se describen los parámetros y variables más importantes que
intervienen en una evaluación económica y la forma de utilización de los
mismos.
El grado de rentabilidad en la perforación de pozos de avanzada y desarrollo o
la reparación de los mismos, depende tanto de los desembolsos necesarios
como de la producción y comportamiento esperado y del valor de los crudos que
se obtengan. Esto es muy variable de un área o yacimiento a otro y depende,
también, de la etapa de agotamiento de la acumulación.

que intervienen en una decisión a nivel operacional, inherente a si debe o no
proceder con la perforación o reparación en cuestión. Allí se presentan
procedimientos que pretenden orientar sobre la manera de efectuar análisis
económicos simples, conexos con la materia, o desarrollar sistemas de ecuaciones,
gráficas, tablas, monogramas, etc. aplicables a las diferentes áreas y grados de
crudo.
Los procedimientos presentados no reemplazan o excluyen la necesidad de utilizar
los modelos económicos existentes, sino que por el contrario indican cuándo deben
utilizarse más cuidadosamente.
Se espera que este trabajo sea de utilidad para la planificación y programación de
las actividades de rutina conexas no sólo con lo tratado, sino también, en algunos
casos, con proyectos de recuperación adicional.
6.4.2.- Análisis de los resultados.
El análisis de los resultados de una reparación queda sujeto al hecho de si salió la
reparación de acuerdo con lo planificado. De otra forma, se deben estudiar las
causas que impidieron obtener los resultados pronosticados.
Entre las causas que pueden originar un fracaso en la reparación de un pozo, se
pueden señalar; 1) identificación del problema y 2) problemas operacionales o
mecánicos.
1.- Identificación del problema
Este tipo de causa estriba en tener una buena identificación del problema
existente en un pozo y que se quiere solucionar o mitigar con la reparación del
mismo.
Una manera de diagnosticar este tipo de problema, es manteniendo control de
los comportamientos de producción/presión, antes y después de la reparación.
También es recomendable realizar pruebas de producción, presión, temperatura,
antes y después de cada trabajo.
Es recomendable realizar pruebas de producción, presión, temperatura, antes
y después de cada trabajo.
Entre los gráficos de control para este tipo de evaluación, es recomendable
mantener: curvas de declinación, curvas de índice de Productividad, estudios
de presión de fondo, registros de producción (registros de flujo, temperatura,
etc), etc.

Desde el punto de vista del yacimiento, se debe mantener control sobre la
continuidad de arena, posibles arenas productoras de agua y/o gas, avance de
los frentes de fluidos, zonas de baja calidad de arena, zonas de baja o alta
presión, zonas productoras de arena, productoras de asfáltenos, etc.
Con respecto al método de producción, se debe mantener control sobre el
diseño del mismo, condiciones de producción del pozo (nivel de fluido, presión
fluyente, % A y S, RGR etc), así como del equipo de producción existente.
2.- Problemas operacionales o mecánicos.
Los problemas operacionales o mecánicos son originados en el pozo durante la
reparación y completación del mismo, debido a las diferentes condiciones a las
cuales es sometido.
Entre los que pueden presentarse durante la reparación, se tienen: pescados
dejados durante la reparación o completación; fugas a través del revestidor,
tubería de producción, empacaduras, mandriles, camisas de producción, fallas
de la cementación, y fallas del equipo de producción.
Durante la ejecución de un trabajo de reparación en un pozo, se utilizan para
control del mismo, lodos que son preparados, de acuerdo con las condiciones
de presión de las arenas abiertas. Esto ocasiona muchas veces, al exceder el
peso del lodo, que se generen altos diferenciales de presión en contra de la
formación, con el consiguiente daño de la misma.
Otras causas que generan la baja productividad de producción del fluido
indeseado (Agua y/o gas) y que pueden considerarse como del tipo operacional o
mecánicos, son: cañoneo parcial, poca penetración del cañoneo, cañoneo
fuera de sitio, mal diseño del equipo de producción, restricciones de tubería,
etc.

ANEXOS
Anexo 4.1 Diagramas causa-efecto del pozo problema.
Anexo 4.2 Parámetros y variables de la evaluación económica.
Anexo 4.3 Como determinar si una perforación de desarrollo o avanzada debe
llevarse a efecto.
Anexo 4.4 Como determinar si una reparación mayor debe o no llevarse a efecto.

Anexo 6.2
INVERSIÓN
Es el recurso financiero que existe para obtener los bienes y equipos que representarán el
valor capital del proyecto. Adicionalmente, incluye el capital inicial de trabajo y los montos
necesarios para los estudios de ingeniería.
La inversión puede realizarse durante uno o varios años; al mismo tiempo, parte de ella
puede generarse de los beneficios que resulten del proyecto que se ejecuta.
En cualquiera de los casos la inversión tiene un costo que se relaciona con el valor del dinero
en el mercado (intereses de la banca), bien porque se obtenga en calidad de préstamo o
porque se tenga disponible y se desea alcanzar un beneficio que no debería ser inferior al
beneficio mínimo de la banca. En cualquier circunstancias, la inversión debe ser
recuperable.
Los bienes, equipos y capital de trabajo, para nuestra casa, representan dos tipas de
inversión, a saber:
1.1. Inversión tangible.
Como su nombre lo indica, es aquella que físicamente podemos palpar y que al
final de la vida útil del proyecto, podemos recuperar para utilizarla en otro, o
simplemente para venderla a un precio que denominamos valor de salvamento. Este
tipo de inversión se deprecia según los años de vida útil y en cantidades iguales
cada año (más adelante se toca el punto de depreciación). Dentro de este tipo de
inversión se incluyen casi todas aquellas que corresponden a los bienes e
instalaciones que están más allá de la estación de flujo; como ejemplo: los patios
de tanques, los oleoductos principales y troncales, los generadores de vapor, los
sistemas de combustibles, las plantas de inyección, etc.
1.2 Inversión Intangible
Es aquella teóricamente no recuperable desde el punto de vista físico y la cual se
recobra mediante la amortización que ocurre en la medida en que el producto que se
va a generar por el proyecto (en nuestro caso, petróleo y/o gas), tenga contacto con
las instalaciones conexas con este tipo de
inversión; es decir, que depende de los volúmenes de producción y del
momento cuando ocurra (más adelante se describe la amortización).
Dentro de esta categoría, se agrupan todas las instalaciones que van del pozo a
la estación de flujo, incluyendo a esta última. También son intangibles los
desembolsos que se realizan en la actividad exploratoria, los estudios de
ingeniería y el capital inicial de trabajo y puesta en marcha.

2. PRODUCCIÓN/RESERVAS
Indiscutiblemente, en nuestra industria las inversiones se realizan para extraer, tratar,
transportar, retinar y vender petróleo y/o gas, tanto al mercado nacional como la
internacional.
La existencia del recurso de hidrocarburo conduce a una estrategia de exploración y
explotación, primero para cuantificarlo y segundo para garantizar una extracción racional y
contable del mismo.
Dependiendo del volumen de reservas que se cuantifiquen como explotables
económicamente, se proyectará la inversión con base en pozos, instalaciones, etc, y en
relación con un tiempo medido en años para lograr la producción de estas reservas.
La estrategia de incorporación de reservas (primarias, secundarias, etc.) es una parte
que debe ser razonada dentro de la consecuencia del proyecto mismo, es decir, que si
vamos a recuperar cierto volumen de petróleo en un pozo que se perforará en el año
18, por ejemplo, no es prudente incluir ese volumen en el año 1, porque afectaría la
recuperación de capital de otros pozos e instalaciones. En otras palabras, la
incorporación de reservas dentro de un proyecto, debe estar estrictamente relacionada
con las inversiones que se realizan para extraer dichas reservas; de lo contrario los
indicadores económicos podrían verse afectados en forma notable.
De manera similar, las tasas de producción que se utilicen deben estar relacionadas con
la inversión; es decir, que si tenemos un proyecto de recuperación adicional, la tasa de
producción para utilizar debe ser la adicional y no la total; o sea que debe excluir la tasa
primaria que se obtendrá sino se realiza la inversión en cuestión.
3. DEPRECIACIÓN.
Tal como fue señalado anteriormente, la depreciación está relacionada con la inversión
tangible. El método utilizado es el de la línea recta que se basa en dividir la inversión entre
número de años de vida útil que tiene la instalación conexa con dicha inversión;
matemáticamente esto se puede expresar de la manera siguiente:
D = (lt/Vu)
En la industria existen normas que establecen la vida útil de ciertas instalaciones y
equipos y regularmente expresan la depreciación con base en porcentaje anual.
La misma dentro de la evaluación representa el costo de recuperación de la inversión
tangible.

4. AMORTIZACIÓN.
Tal como ya fue referido, la amortización se relaciona con el costo de recuperación de la
inversión intangible. El método que se utiliza es el de la unidad de producción, el cual se
representa matemáticamente de la forma siguiente:
Al = (lt/NP)Ql
Como puede observarse, mientras mayor sea la producción, mayor será la
amortización.
En proyectos donde existan inversiones en años sucesivos, las nuevas inversiones se irán
amortizando con las reservas remanentes.
Para ambos tipos de inversión puede ocurrir que completando la vida del proyecto no se
hayan depreciado y/o amortizado las mismas; en estos casos, el valor remanente en
libros de los bienes e instalaciones pasará a ser un crédito para el flujo de caja.
Puede también presentarse el caso de que en ciertas instalaciones se utilice el criterio
de amortizar una parte el capital o inversión y depreciar otra parte; esto regularmente
ocurre en instalaciones que utilizarán varios socios, o instalaciones que no se utilizan a
plena capacidad durante todo el tiempo se su vida útil. Esto para nuestro caso no se
aplica.
5. CRÉDITO A LA INVERSIÓN Y VALOR DE SALVAMENTO.
Estos dos conceptos se utilizan mucho en las evaluaciones económicas de proyectos,, tal
como fue señalado anteriormente; el crédito a la inversión se presenta frecuentemente
en los casos de proyectos con inversiones continuas, las cuales son necesarias para
mantener los proyectos en fase activa y productiva hasta cumplir con el tiempo planteado
como vida útil; en este sentido y para los cálculos de un crédito para el último año del
proyecto, se utiliza el valor en libros del activo.
El segundo concepto (valor de salvamento) es un valor que se fija al activo como desecho, y
que se supone que ha sido depreciado en su totalidad. En la mayoría de los casos que se
utiliza este concepto, el valor de salvamento que se asigna es deducido de la inversión en
el cálculo de la depreciación, pero no en el costo de la inversión para el proyecto; es decir,
la depreciación de convierte en:
D = (It-Vm)/Vu

6. COSTOS
6.1 Introducción
Adicional a la depreciación y amortización se tienen otros flujos de dinero que se
utilizan para operar el proyecto. Estos incluyen, tanto ciertos pagos fiscales como los
costos de operación, mantenimiento y administración necesarios dentro del contexto
de la evaluación. Entre los costos normales de un proyecto se tienen los siguientes:
A. Regalías
Referidos al impuesto de explotación que corresponde al Estado como un derecho
por explotar los yacimientos. Está contenido en la Ley de Hidrocarburos y se
calcula sobre la base de 16 y 2/3 de la producción, lo cual puede pagarse en dinero
o en especie.
B. Inflación
Representa el costo sobre los desembolsos que deberán agregarse, de acuerdo
con el incremento interanual que sufren los bienes y servicios. Todos los costos y
las inversiones se afectan con la inflación de una u otra forma. La tasa de inflación
interanual es proporcionada por la Casa Matriz, de acuerdo con los informes
financieros del Banco Central. La industria petrolera usa las cifras de la mencionada
entidad para emitir lineamientos de política en la materia.
C. Operación
Se fundamenta en la sumatoria de todos los costos directos relacionados con la
explotación de los hidrocarburos; entre ellos están:
Costos de levantamiento del crudo a la superficie, mediante flujo natural y
levantamiento artificial. La unidad preferida es el costo por barril.
Costos de reparación y reacondicionamiento de los pozos que regularmente se
-dañan y requieren trabajos mayores para restaurarlos. La unidad preferida es el
costo por trabajo.
Costo de estimulación y servicios de los pozos que requieren esfuerzo para
incrementar su productividad o, cambios en los equipos de subsuelo para mejorar la
producción. La unidad preferida es el costo por trabajo.
Costo de tratamiento, manejo, transporte y almacenaje de los hidrocarburos, lo cual
incluye todas aquellas actividades de rutina que garantizan la disponibilidad del

producto en la refinería o terminal de embarque bajo un plan de producción pre-
establecido. La mayoría de estos costos se refieren en costo por barril, aunque esto
no es excluyente.
Costo de labor para algunas actividades en las cuales se separa la operación en sí
de la labor; esto regularmente se define como costo fijo y no varía con la producción
del momento.
Costo de recuperación adicional o mejorada, los cuales incluyen ciertos costos que
se originan al incrementar el potencial con actividades adicionales, tales como:
inyección de vapor, gas, agua, etc. Se refieren en costo por barril y se identifican de
acuerdo con el análisis que se realiza.
Costo de administración, que se refiere al costo por gerenciar y administrar la
operación. Incluye ciertos costos indirectos relacionados con los distritos, tales como:
beneficios a empleados, costo de la oficina principal, costo de planificación, etc.
Regularmente se usa el costo por barril.
Otros costos relacionados con impuestos municipales, donaciones, etc. deben ser
estimados con base en el costo por barril.
7. APORTE A PDVSA
En el costo que se utiliza para calcular el impuesto sobre la renta se incluye un pago gire
supuestamente se hace en PDVSA como compensación por el capital que se asigna para
inversión. Este se calcula como un 10 por ciento de los ingresos reales por venta menos
todos los costos. No interviene en los cálculos de rentabilidad del proyecto a nivel de
PDVSA, pero sí a nivel de empresa.
8. PRECIO DE REFERENCIA
Definido también como valor fiscal de exportación, es el valor unitario del hidrocarburo
que se utiliza para calcular el ingreso final que está sometido a Impuesto. Es decir, la
producción que se origina en un período determinado, multiplicado por este valor, resulta
en el ingreso que se ha de considerar para fines del Impuesto sobre te Renta.
9. PRECIO DE REALIZACIÓN
Es el valor real del hidrocarburo en el mercado y resulta de la ponderación de las
diferentes ventas, es decir; la producción en un período multiplicada por este precio de
como resultado el ingreso real del negocio.
El precio de realización regularmente es un 20 por ciento más bajo que el valor fiscal de
exportación o precio de referencia.

10. IMPUESTO SOBRE LA RENTA
Se calcula multiplicando el ingreso fiscal bruto menos los costos (incluyendo las regalías,
depreciación y amortización y el aporte al PDVSA) por el factor 0.657, que a su vez
incluye un descuento por capacidad de ejecución de inversiones. Es decir, que el factor real
es 0.675 (67.5%), pero existe el descuento de 9.018 (1,8%) ponía razón antes señalada:
Matemáticamente podría representarse como: ISLR =
0.677 (P x VF - C - R - A PDVSA - D - A)
11. BENEFICIO NETO (NET PROFIT)
Es la ganancia neta que se obtiene luego de cubrir todos los egresos (ingresos reales
menos ingresos). Matemáticamente puede representarse de la manera siguiente:
BN = P x V r - C - R - D - A - ISLR
12. FLUJO DE CAJA (CASH FLOW)
Representa el balance de dinero en caja para un período determinado, e incluye el
beneficio neto más la depreciación y amortización menos las inversiones que se realizan
en dicho período. El flujo de caja acumulado da una idea perfecta del balance de caja
que acumula el proyecto hasta un período cualquiera del mismo. Se utiliza para calcular
el tiempo de pago y la rentabilidad, lo cual se explicará más adelante.
Matemáticamente el flujo de caja y el flujo de caja acumulado se pueden representar
como sigue:
FC = BN + D + A - I + CI FCA
=^(BN + D + A -1) + Cl
13. VALOR PRESENTE
Cuando se realiza un proyecto, todos los desembolsos deben referirse al valor del dinero
para un año determinado; es decir, que una unidad monetaria de hoy, en valor relativo,
tendrá menos poder adquisitivo en el futuro, debido a efectos económicos de inflación.
Los factores de descuentos de valor presente permiten hacer esa corrección. El factor de
valor presente se expresa de la forma siguiente: FVP = 1/(1 + i)n
Cuando se quiere referir a la mitad del período se usa el exponente n + 1/2, de esta
manera el dinero de ahora se ubica en el año respectivo. Más adelante se tendrá mejor
concepto.

14.TIEMPO DE PAGO
El flujo de caja acumulado y no descontado permite calcular el tiempo en el cual se paga un
proyecto; es decir el momento en que el flujo de caja acumulado pasa de negativo a positivo,
y en que teóricamente el proyecto se ha pagado.
Esto no es válido para proyectos en donde existen inversiones continuas durante los
períodos posteriores al tiempo de pago; sin embargo, si el flujo de caja acumulado se
mantiene positivo, podemos utilizar al tiempo de pago como un buen indicador.
15.TASA DE RETORNO (RENTABILIDAD)
Definir este indicador en una forma clara es bastante difícil, sin embargo ,se sabe que una
rentabilidad alta es indicativa de un buen proyecto. Algunos autores definen la rentabilidad
como el indicador que da idea de cuan rápido se recupera la inversión: mientras mayor sea
la tasa de retorno, más violenta será la recuperación del capital.
La rentabilidad se calcula utilizando el flujo de caja en cada período y utilizando los
factores de descuento de la forma siguiente:
FORMULA
El valor de i, con el cual se cumple esta condición, representa el valor dr la tasa de retorno:
esto en el caso de descuento a final de año. Para factores a mitad de año el exponente
sería J + 1/2.
En caso de inversiones continuas se podría dar el caso de múltiples tasas de retorno,
aunque en el caso de la explotación de hidrocarburos, esta posibilidad es bastante
remota.
En algunos casos de proyectos de la industria se desea que la tasa de retorno mínima
sea del 10 por ciento.
Otros Indicadores Económicos:
Otros indicadores económicos, tales como eficiencia sobre la inversión (descontado y no
descontado), inversión por barril inicial, etc., se utilizan con frecuencia para tener una
imagen más completa de la evaluación.

Anexo 6.3
B.1 NOMENCLATURA
AP = Aporte a PDVSA Bs/año
B = Declinación exponencial anual (fracción)
C = Costo unitario de operación (Bs/BI)
CO = Costos de operación (Bs/año)
D = Depreciación y amortización de capital (Bs/año)
e = Base de logaritmo neperiano
EB = Entradas reales por ventas (Bs/año)
EG = Entradas gravables (Bs/año)
GN = Ganancia neta (Bs/año)
IE = Impuestos de explotación (Bs/año)
INV = Inversión (Bs)
IR = Impuesto sobre la renta (Bs/año)
NP = Producción durante la vida económica del pozo (Bis)
PV = Precio de venta del crudo (Bs/BI)
q¡ = Tasa de producción al centroide de producción (BPPD)
q0 = Tasa inicial de producción (BPPD)
Qo = Producción durante el primer año (Bis)
R = Impuesto unitario de explotación o regalía (Bs/BI)
t = Tiempo al centroide de producción (3.57 años)
to = Igual a 0.5 años
tc = Tiempo al centroide de producción (3.57 años)
TIR = Tasa interna de retorno (%)
B.2 OBJETIVO ESTABLECIDO
La relación "Ganancia Neta Interanual/lnversión" debe ser igual o mayor que 0.1 (10%).
GN/INV >0.1 (B.1)
B.3 MÉTODO UTILIZADO
Tasa de retorno interanual.
B.4 SUPOSICIONES Declinación
exponencial = 12%
Precio de referencia = 1.2 del precio de realización
Vida económica del pozo = 10 años.
La mitad de la inversión se deprecia al 7% anual y la otra mitad por unidad de
producción.
La intención que se persigue con este trabajo es la de diseñar un procedimiento que

permita tomar rápidamente una decisión relacionada con la probable perforación de
desarrollo y avanzada. En otras palabras, el sistema de ecuaciones por derivar sólo cubre
un caso muy particular, pero orienta sobre la manera de desarrollar sistemas similares
para otros casos. El método de la tasa de retorno interanual supone que la ganancia
neta año a año permanece invariable. Para nuestro caso debemos determinar cuál es
ese equivalente de ganancia neta y el período en que ocurre.
B.5. DESARROLLO DE ECUACIONES
Producción acumulada (NP) se refiere al volumen de crudo por producir durante la
vida económica del pozo y el cual deberá generar el dinero para cubrir la inversión
realizada y los costos conexos con la operación, administrativa etc.,además de los
beneficios mínimos esperados.
NP = (Qo/B) (1 - e"Bt
) (B.2)
Qo = 365 qo e-Bt0
= 344 q0 (B.3)
NP = (365 q0 e"Bto
/B) (1 - e"Bt
) • (B.4)
Utilizando los valores supuestos se tiene:
NP = (356 qo e(
"a12x15)
/o.12) (1 - e° 12x10
) 2000 q0 (B.5)
Producción diaria promedio equivalente (ql): la teoría dice que la producción
(declinación) producirá unos ingresos, que de mantener constante los precios de venta,
irán decreciendo con el tiempo de vida económica del pozo hasta el agotamiento de
las reservas asignadas; para este caso dichas reservas están dadas por el resultado
de la ecuación (B.5). Ahora bien, para relacionar los cálculos con un valor puntual,
deberá obtenerse un valor equivalente de producción diaria que será una función de la
producción diaria inicial del pozo, esta debe estar dada por el valor de la tasa de
producción al haberse producido la mitad de las reservas; este punto se define como
centroide de producción, el cual ocurrirá sin duda en un tiempo correspondiente la mitad
de la vida económica asignada al pozo.
100D-(fe= [(344qo)/0.12](1 -e~°-12tc
) (B.6)
de donde el tiempo al centroide (te) es igual a:
te 3.Waños (B.7)
entonces qi o producción al centroide estará dada por
qi = %e(-0-12x0.5)e(-0.12x3.57) Q ^ ^ (B 8)
Ganancia neta (GN): Está dada por las entradas brutas (EB) menos el costo de
Operación (CO),menos las regalías (IE) menos la depreciación y amortización (D),
menos el impuesto sobre la renta (IR). Al referirse al centroide de producción se estaría
tomando como el valor equivalente para todo el período de vida económico del pozo;
es decir, que lo que ocurre al centroide de producción, hipotéticamente, se repetirá en
cada año de vida del pozo.
En forma de ecuaciones se puede desarrollar lo siguiente:

GN = EB - CO - IE - D - IR (B.9)
IR = DUB57 (EG - CO - IE - D - AP) (B.10;
EG = 12EB ' (B.11)
AP =0.1 (EB-CO-IE-D) (B.12)
Agrupando las ecuaciones se obtiene la siguiente matriz de coeficientes
EB CO IE D
1 -1 -1 -1
- 0.7884 + 0.657 + 0.656 - 0.657
+ 0.0657 - 0.0657 - 0.0657 - 0.0657
0.2773 -0.4047 -0.4047 -0.4047
o sea que:
GN = 0.2773 EB - 0.4047 CO - 0.4047 IE - 0.4047 D (B.13)
Pero,
EB = 365 * qi * PV = 365 * 0.61 * qo * PV
CO = 365 * q¡ * C - 365 * 0.61 * q0 * C
IE = 365 * qi * R = 365 * 0.61 * q0 * R
D = 0.5 * 0.07 * INV + 0.5 * 365 * 0.61 * q0 * INV/2000 * q0 = 0.091 *
INV
Entonces, (B.13) se reduce a:
GN = 61.741 qo PV - 90.106 x q0 (C + R) -0.043 x INV (B.14)
La rentabilidad estimada estará dada por:
TIR 100xGN/INV (B.15)
La inversión máxima por barril inicial estará dada por:
(INV/qo)máx [61.741 PV/90.106 (C + R)] / 0.143 (B. 16)
La inversión máxima permisible para perforar y completar estará dada por:
INVmáx = qo [61.741 PV/ 90.106 *C + R)]/0.143 (B.17)

B.6 EJEMPLO No. 1
Se desea perforar un pozo con una inversión de 2.5 MMBS. La expectativa de
producción es de 100 BBPPD. El costo de operación del área y tipo de crudo es de
18 Bs/BI, la regalía es de 10.5 Bs/BI y el crudo puede venderse a 80 Bs/BI.
a. Cuál será la ganancia neta promedio anual?
b. Cuál será la tasa de retorno o estimada?
c. Cuál es la inversión máxima permisible para perforar pozos en esa
área?
d. Cuál es la inversión máxima permisible por barril inicial?
e. Qué se recomienda?
Análisis y resultados.
a. Utilizando la ecuación (B.14) se puede estimar la ganancia neta promedio no
desconectada que se opera.
GN = 61.741 x 100x80-90.106x100 (18 + 10.5) - 0.043 x 2500000 GN = 129.
626Bs/Año
b. Utilizando la ecuación (B.15) se obtiene el TIR estimado:
TIR = 100x129.626/2500000 = 5.2%
c. La inversión máxima permisible por barril puede obtenerse mediante
la ecuación (B.17)
INVmáx = 100(61.741 x 80 - 90.106 x 28.5)/0.143
INVmáx = 1658223 Bs.
d. Al dividir el resultado anterior por la tasa de producción inicial se
obtiene la inversión máxima por barril inicial.
(INV/qo)máx = 1658223/100 = 16582 (INV/qo)máx =
16582 BS/BI
e. De acuerdo a los resultados anteriores no se recomienda la perforación.
B.7 EJEMPLO NO.2
Utilizando los mismo datos del ejemplo No. 1, pero con una producción inicial de
250 BPPD, realice el mismo análisis.
a. GN = 61.741 x 250 x 80 - 90.106 x 250 x 28.5 - 0.043 x 2500000

GN = 485314 Bs/año
b. TIR = 100x485.314/2500000 = 19.4
TIR = 19.2%
C y d. INVmáx = 250(61.741 - 90.106 x 28.5)/0.143 INVmáx =
4145558 Bs.
(INV/qo)máx = 41456 Bs/BI e. Es rentable el perforar
pozos en el área.
B.8 EJEMPLO No.3
Supongamos que se tiene la misma información de los dos ejemplos anteriores, a
excepción de la producción inicial que es igual a 150 BPPD. Evaluar, en forma similar,
esta nueva situación.
a. GN = 61.741 x 150 x 80 - 90.106 x 28.5 - 0.043 x 2500000
GN = 248189 Bs.
b. TIR = 100 * 248189/2500000 = 9.9
TIR = 9.9 %
c y d. INVmáx = 150(61.741 * 80 - 90.106 * 28.5)/0.143 INVmáx =
2487334 Bs. (INV/qo)máx = 24873 Bs/BI
e. Por lo cercano de los resultados a los límites de tolerancia del sistema de
ecuaciones (tolerancia debe ser + 5%), se recomienda un análisis económico más
profundo).

Anexo 6.4
C.1 NOMENCLATURA
AP = Aporte a PDVSA Bs.
B = Declinación anual exponencial en fracción
C = Costo unitario en operación Bs/BI
CR = Costo de la reparación Bs.
FC = Flujo de caja Bs.
FCD = Flujo de caja descontado
FVP = Factor de valor presente
IR = Impuesto sobre la renta Bs.
Ln = Logaritmo natural
n = Años para el cálculo de FVP
Np = Producción del período efectivo en barriles
PV = Precio de venta del crudo Bs/BI
Qo = Producción durante el primer año en barriles
q0 = Tasa de producción promedio de primer año B/D
R = Regalía del crudo Bs/BI
t = Tiempo con resultados del trabajo en años
tc = Tiempo al centroide de producción
t0 = 0.5 años
C.2 OBJETIVO ESTABLECIDO
El flujo de caja desconectado que se obtendrá durante la vida productiva y efectiva
del pozo entre una reparación y la siguiente, debe ser mayo que el costo del trabajo
realizado; o sea que:
FC x FVP > CR (C.1
ó
(FC x FVP/CR) > 1 (C. 2

C.3 SUPOSICIONES
Lo que se persigue con este trabajo es diseñar un procedimiento que permita en
forma rápida tomar una decisión relacionada con la probable ejecución de una
reparación mayor. En otras palabras, la ecuación que se derivará sólo cubre un
caso particular como se verá más adelante, pero pueden derivarse ecuaciones para
diferentes casos siguiendo el mismo procedimiento. Las suposiciones que se
establecen para este ejemplo son:
Declinación exponencial = 12% Vida productiva de la
reparación = 6 años Precio de referencia =1.2* precio
realizado Tasa de descuento = 10%
C.4 DESARROLLO DE ECUACIONES
C.4.1 Producción acumulada (Np)
Se refiere al volumen de crudo que se producirá entre una reparación y la
siguiente, y que podría considerarse como el resultado real del trabajo.
NP = (Qo/B) (1 - e"Bt
) (C. 3)
Qo = 365 q0 e"Bt0
(C. 4)
Np = (365 q0 e"Bto
/B) (1 - eBt
) (C. 5)
Utilizando los valores supuestos en (C.5) se tiene:
NP = (365 x q0 e'0
-12x0
'5
/0.12) (1 - e"ai2x6
) (C.6)
que se reduce a:
Np = 1470 q0 (C. 7)
C.4.2 Cálculo de flujo de caja descontado (FC * FVP)
La teoría dice que la producción declinante producirá unos ingresos que irán
decreciendo con el tiempo de vida útil, hasta el agotamiento de reservas o hasta que
por problemas operacionales se requiera otra reparación. El dinero que se produce
tiene un valor en el tiempo y puede traerse al presente para ver que representaría
en la actualidad y cómo se comportaría con los montos que deben desembolsarse
al momento, para obtenerlo. Desde el punto de vista financiero esos ingresos no
deberían ser menores que el monto que se gastara por dichas reparaciones.
Como se desea un valor de flujo de caja único que represente los ingresos
que ocurrirán en el tiempo, debe establecerse una lógica para obtenerlo con base
en el comportamiento de la producción. De igual manera deberá estimarse el
factor único de descuento, por el cual deberá multiplicarse el flujo de caja, y así
obtener el flujo descontado que se comparara con el supuesto costo de reparación.
Los sistemas de ecuaciones son:
FC = 1470q o (PV-C-R)-IR-CR (C. 7)
IR = 0.657 [1470 q0 (1.2 PV - C - R) - AP - CR] (C. 8)

AP = 0.1 [1470 q0 (PV - C - R) - AP - CR] (C. 9)
De las ecuaciones (C.7), (C.9) se obtiene que el flujo de caja es igual a:
FC = 408 x q0 x PV - 601 x q0 (C + R) - 0.41 CR (C. 10)
El factor de descuento (FVP) está dado por:
FVP = 1/(1 + i)n
(C. 11)
El valor correspondiente a este factor deberá ser un valor promedio equivalente que
al multiplicarlo por el flujo de caja, corresponda al resultado que se obtendría de
multiplicar los flujos de caja de cada período por el valor de FVP para cada
período y luego sumarlos.
Para lograr dicha aproximación, se puede establecer que el valor equivalente está
dado por el centroide de la curva de producción. El punto en el tiempo donde ocurre
este centroide equivale al valor (n) de la ecuación (C.11). Se define como centroide
de producción al punto en el cual el volumen producido es la mitad de lo que se
espera recobrar por el trabajo realizado. De la ecuación (C.6) se puede obtener el
valor de la mitad de la producción:
Np/2 = 735 q0 = (Qo/B) (1 - e"Btc
)
735 q0 = (365 q0 e"Bt0
/B) (I - eBtc
) (C. 12)
De la ecuación (C.12),reduciendo y simplificando se obtiene:
tc = fl/B) Ln [73 e"Bt0
/ (73 e"Bt0
- 147 B)] (C. 13)
y utilizando valores se obtiene que tc es igual a 2.47 años que equivale a (n) en la ecuación
(C.11), entonces:
FVP = 1/(1 + i)247
tomando a i como 10% (i = 0.I) se tiene:
FVP = I/(J-+ 0.1)2.47 = 0.79 (C. 14)
Entonces:
FCD = FCx0.79 (C. 15)
y la ecuación (C.10) se convertirá en
FCD = 322 x qo x PV - 479 q0 (C + R) - 0.32 CR (C. 16)
La ecuación (C.l) se convierte entonces en:
CR < 322 x q0 x Pv - 475 x qo x (C + R) - 0.32 CR (C. 17)
Ó
CR < 244 q0 PV - 360 q0 (C + R) (C. 18)
C.5 EJEMPLOS
Ejemplo No. 1
Se desea reparar un pozo y la expectativa es de 100 barriles por día.
Los datos adicionales son:
Costo de operación (C) = 18 Bs/bl
Regalía de crudo (R) = 12 Bs/bl
Precio de venta de crudo (PV) = 95 BS/bl
Costo de la reparación = 950 MBs.
¿ Se justifica o no económicamente dicha reparación ?

Análisis y Resultados:
Utilizando la ecuación (C.18), se tiene que el costo máximo de reparación que puede
soportarse es:
CR > 244 x q0 x PV - 360 x q0 (C + R)
CR > 244 x 100 x 95 - 360 x 100 x 30 = 1238000
o sea que el trabajo es rentable.
Ejemplo No. 2
Utilizando la misma información del ejemplo 1, a excepción de la producción inicial que
se estima en 80 BD, determinar si el trabajo se justifica.
CR < 244 x 80 x 95 - 360 x 80 x 30 = 990400
Para este caso debido a que el costo máximo permisible está muy cercano é costo real,
se recomienda una evaluación económica profunda.
Ejemplo No. 3
Utilizando la información del ejemplo 2, pero con un costo de operación de 25 Bs/BI,
determinar si es rentable efectuar el trabajo.
CR 244 x 80 x 95 -360 x 80 x (25 4- 12) = 788800
Definitivamente no es recomendable económicamente la ejecución del trabajo, por
no ser rentable.

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